管理层的讨论与分析

2023年2月13日

本管理层的讨论和分析(MD&A)包含帮助读者做出关于TC Energy Corporation(TC Energy)的投资决策的信息。它讨论了我们截至2022年12月31日的年度的业务、运营、财务状况、风险和其他因素。

本MD&A还应与我们根据美国公认会计原则编制的2022年12月31日经审计的同期综合财务报表和附注一并阅读。

目录

关于本文档

在本MD&A中，我们、我们、我们和TC Energy这四个术语指的是TC Energy Corporation及其子公司。未在文件中定义的缩略语和缩略语在第134页的词汇表中定义。除非另有说明，否则所有信息均截至2023年2月13日，所有金额均以加元表示。

前瞻性信息

我们披露前瞻性信息，以帮助读者了解管理层对我们未来计划和财务前景的评估，以及我们整体的未来前景。

前瞻性陈述是基于某些假设以及我们今天所知道和预期的，通常包括预期、预期、相信、可能、将、应该、估计或其他类似的词语。

本MD&A中的前瞻性陈述包括有关以下内容的信息：

·我们的财务和运营业绩，包括我们子公司的业绩

·对增长和扩张的战略和目标的预期，包括收购

·预期现金流和未来融资选择，以及投资组合管理，包括我们对资产剥离计划的规模、时机和结果的预期

·预期股息增长

·折扣DRP的预期持续时间

·预期获得资金的机会和成本

·预期能源需求水平

·计划项目的预期成本和时间表，包括在建和正在开发的项目

·预期资本支出、合同债务、承付款和或有负债，包括环境补救费用

·预期的监管过程和结果

·与我们的温室气体减排目标相关的声明

·法律诉讼的预期结果，包括仲裁和保险索赔

·未来税收和会计改革的预期影响

·《2022年可持续发展报告和温室气体减排计划》中所载的承诺和目标

·预期的行业、市场和经济状况，包括它们对我们的客户和供应商的影响。

前瞻性陈述不能保证未来的业绩。实际事件和结果可能会因与我们的业务相关的假设、风险或不确定因素或本MD&A日期之后发生的事件而大不相同。

我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受以下风险和不确定性的影响：

假设

·实现收购、资产剥离和能源过渡的预期效益

·监管决定和结果

·计划内和计划外停电以及管道、电力和存储资产的使用

·我们资产的完整性和可靠性

·预计建造成本、时间表和完工日期

·进入资本市场，包括投资组合管理

·预期的行业、市场和经济状况，包括这些对我们的客户和供应商的影响

·通货膨胀率、商品和劳动力价格

·利息、税收和外汇汇率

·套期保值的性质和范围。

风险和不确定性

·实现收购和资产剥离的预期收益

·我们成功实施战略优先事项的能力，以及这些优先事项是否会产生预期的效益

·我们有能力实施与股东价值最大化相一致的资本分配战略

·我们的管道、发电和存储资产的运营业绩

·在我们的管道业务中销售的容量和实现的费率

·因工厂可用而产生的发电能力付款和发电资产收入

·供应池内的产量水平

·基本建设项目的建设和竣工

·劳动力、设备和材料的成本和可获得性以及通胀压力

·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、税收和外汇汇率

·我们交易对手的业绩和信用风险

·监管决定和法律程序的结果，包括仲裁和保险索赔

·我们有能力有效地预测和评估政府政策和法规的变化，包括与环境有关的政策和法规

·我们实现有形资产价值和合同回收的能力

·我们经营的业务中的竞争

·意外或不寻常的天气

·公民抗命行为

·网络安全和技术发展

·ESG相关风险

·能源转型对我们业务的影响

·北美和全球的经济状况

·全球卫生危机，如大流行病和流行病及其相关影响。

您可以在本MD&A以及我们提交给加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会的其他报告中阅读有关这些因素和其他因素的更多信息。

由于实际结果可能与前瞻性信息大不相同，您不应过度依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的信息或财务展望用于超出预期目的的任何事情。我们不会因新信息或未来事件而更新前瞻性陈述，除非法律要求我们这样做。

了解更多信息

您可以在我们的年度信息表和其他披露文件中找到有关TC Energy的更多信息，这些文件可在SEDAR(www.sedar.com)上获得。

非GAAP衡量标准

本MD&A引用以下非GAAP衡量标准：

·可比EBITDA

·可比息税前利润

·可比收益

·普通股每股可比收益

·运营产生的资金

·业务产生的可比资金。

这些措施不具有公认会计原则所规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施相比较。在整个MD&A中，关于影响可比收益的因素的讨论与影响普通股净收入的因素是一致的，除非另有说明。在整个MD&A中，关于影响可比息税折旧及摊销前收益(可比EBITDA)和可比息税前收益(可比EBIT)的因素的讨论与影响分部收益的因素是一致的，除非另有说明。

可比指标

我们通过调整特定项目的某些GAAP衡量指标来计算可比指标，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在这一时期的基本业务。除本文另有描述外，这些可比指标是在不同时期的一致基础上计算的，并在适用的情况下针对每个时期的特定项目进行调整。

我们在报告可比衡量标准时不对特定项目进行调整的决定是主观的，是经过仔细考虑后做出的。具体项目可能包括：

·出售资产或持有待售资产的收益或损失

·所得税退税、估值免税额和因立法和已颁布税率的变化而产生的调整

·与风险管理活动和为退休后福利投资的Bruce Power基金有关的未实现公允价值调整

·租赁和某些合同资产净投资的预期信贷损失准备金

·法律、合同、破产和其他和解

·商誉、厂房、财产和设备、股权投资和其他资产的减值

·采购和整合成本

·重组成本。

我们从可比计量中剔除与金融和大宗商品价格风险管理活动相关的衍生工具公允价值变动带来的未实现收益和损失。这些衍生品通常提供了有效的经济对冲，但不符合对冲会计的标准。从2022年第一季度开始，随着对以往期间的一致列报，我们从可比指标中剔除了布鲁斯·鲍尔基金投资于退休后福利和与其风险管理活动相关的衍生品的公允价值变化所产生的未实现收益和亏损的比例份额。公允价值的这些变动计入净收入。由于这些金额不能准确反映将在结算时实现的损益，我们不认为它们反映了我们的基本业务。

2022年第三季度，Huasteca天然气天然气运输公司(Transportadora de Gas de la Huasteca，TGNH)与CFE签署了协议，将墨西哥中部和东南部多条正在运营和正在开发的天然气管道整合到一个TSA之下。由于本TSA包含租赁，我们在综合资产负债表中确认了租赁净投资金额。根据美国公认会计原则的要求，我们确认了与租赁和某些合同资产的净投资相关的预期信贷损失准备金。这一拨备的数额将根据不断变化的经济假设和前瞻性信息而在不同时期波动。该拨备是对截至2055年的TSA期间可能发生的损失的估计。由于这一拨备以及与墨西哥某些合同资产相关的拨备不反映本租赁安排在当期或我们的基本业务中发生的损失或现金流出，我们已将任何未实现的变化排除在可比措施之外。有关预期信贷损失拨备的更多信息，请参阅我们2022年合并财务报表的附注28，风险管理和金融工具。

我们还从可比计量中剔除了从关联公司应收比索计价贷款的未实现汇兑损益，以及相应比例的德州苏尔德州汇兑损益，因为这些金额没有准确反映结算时将实现的损益。这些数额在每个报告期内相互抵销，因此对净收入没有影响。这笔以比索计价的贷款在2022年第一季度得到全额偿还。

下表列出了我们的非GAAP衡量标准与其最直接可比的GAAP衡量标准：

可比EBITDA和可比EBIT

可比EBITDA代表经某些特定项目调整后的分段收益，不包括折旧和摊销的非现金费用。我们使用可比EBITDA作为衡量我们持续运营收益的指标，因为它是我们业绩的有用指标，也是在综合基础上列报的。可比息税前利润代表经特定项目调整的分部收益，是评估每个分部趋势的有效工具。请参阅每个业务部门的财务结果部分，以对账至分段收益。

可比收益和普通股可比收益

可比收益是指在合并基础上普通股股东应占收益，经特定项目调整。可比收益包括分段收益、利息支出、AFUDC、外汇(亏损)/收益、净额、利息收入和其他、所得税支出、非控股权益和经特定项目调整的优先股股息。有关普通股应占净收益和每股普通股净收益的对账，请参阅财务要点部分。

运营产生的资金和运营产生的可比资金

营运所产生的资金反映营运营运资金变动前营运所提供的现金净额。营运资本变动的组成部分于我们的2022年合并财务报表附注29营运营运资本变动中披露。我们相信，运营产生的资金是衡量我们综合运营现金流的有用指标，因为它排除了营运资本余额的波动，营运资本余额不一定反映同期的基本运营，并用于提供对我们业务现金生成能力的一致衡量。业务产生的可比资金根据上述具体项目的现金影响进行了调整。请参阅财务状况一节，以对账至业务部门提供的现金净额。

关于我们的业务

拥有70多年经验的TC Energy在负责任地开发和可靠运营北美能源基础设施方面处于领先地位，包括天然气和液体管道、发电和天然气储存设施。

三大核心业务

我们经营三项核心业务-天然气管道、液体管道以及电力和能源解决方案。为了提供与我们如何制定业务管理决策和如何评估业务绩效相一致的信息，我们的结果反映在五个运营部门：加拿大天然气管道、美国天然气管道、墨西哥天然气管道、液体管道以及电力和能源解决方案。我们还有一个由公司和行政职能组成的公司部门，为TC Energy的业务部门提供治理、融资和其他支持。

年份一览表

1有关分段收益与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。

我们的战略

我们的愿景是通过安全地生产、储存和输送人们每天所需的能源，成为当今和未来北美首屈一指的能源基础设施公司。我们的目标是开发、建设和运营一系列基础设施资产，使我们无论能源转型的速度和方向如何，都能蓬勃发展。我们是一个能源问题解决者团队，致力于以更实惠、更可靠和更可持续的方式提供这种能源，同时开发更低碳的能源解决方案，以推动从天然气和可再生能源到碳捕获和氢气的能源转型。

我们的业务包括天然气和原油运输、储存和交付系统以及发电资产。这些长期基础设施资产覆盖所有北美战略走廊，并得到长期商业安排和/或费率监管的支持。我们的资产产生可预测和可持续的现金流和收益，为我们的低风险、类似公用事业的商业模式提供基石。我们的长期战略是由几个关键信念驱动的：

·天然气将继续在北美能源未来发挥关键作用

·原油仍将是燃料组合的重要组成部分

·对可再生能源以及可靠的按需能源的需求将显著增加，以支持电网稳定

·考虑到开发新的绿地、线性能源基础设施，特别是管道的挑战，现有基础设施资产的价值将变得更有价值。

分配可比息税前利润1

1请参阅我们2022年合并财务报表的附注4，分段信息，以了解按业务部门分配分段收益的情况。

随着能源转型的展开和资本配置的以下预期变化，我们的资产组合将继续演变，以与北美的能源组合保持一致：

·电力和能源解决方案在我们产品组合中的权重预计将增加

·天然气管道将继续吸引资本

·液体管道投资将是有针对性的，并与我们资产基础的价值最大化挂钩

·在不承担重大大宗商品价格或体积风险的情况下，衡量对新技术的投资。

我们战略的主要组成部分

我们的竞争优势

对安全、可靠和可持续的能源解决方案的需求已变得越来越重要。数十年的能源基础设施业务经验、严谨的项目管理方法和成熟的资本分配模式使我们保持了坚实的竞争地位，因为我们仍然专注于我们的目标-提供人们现在和未来所需的能源。我们将通过以下方式，以安全、负责任、协作和诚信的方式做到这一点：

·强有力的领导和治理：我们对商业道德、企业风险管理、竞争行为、运营能力和战略发展以及监管、法律、商业、利益攸关方和融资支持的方法保持严格的治理

·高质量的投资组合：我们的低风险和持久的类似公用事业的商业模式提供了规模和存在，以提供基本的和极具竞争力的基础设施服务，使我们能够在商业周期的所有时间点上最大化我们长期资产和商业头寸的终身价值。我们现有的资产组合和协同足迹支持分子和电子的传输，使我们能够灵活地将资本分配给电气化或其他新兴低碳技术，以支持任何能源转型情景。例如，我们正在与一个行业合作伙伴合作开发艾伯塔省碳网(ACG)，这是一个世界级的碳捕获和储存系统，旨在帮助该省的工业部门封存排放

·有纪律的运营：我们以价值观为中心的员工在设计、建设和运营能源基础设施方面拥有高度熟练的技能，专注于卓越的运营，并致力于健康、安全、可持续和环境，既适合当今的环境，也适合不断发展的能源行业

·财务定位：我们始终表现出强劲的财务表现、长期稳定和盈利能力，以及有纪律的资本投资方式。我们可以获得大量具有竞争力的定价资本，以支持与普通股股息增长平衡的新投资，同时保持财务灵活性，包括资产剥离，为我们在所有市场条件下的运营提供资金。此外，我们继续保持业务和公司结构的简单性和易理解性

·经过验证的适应能力：我们在将政策和技术变化转化为机会方面有着长期的记录-例如，当墨西哥从燃料油转向天然气时重新进入墨西哥，响应页岩气革命逆转管道流动，将未充分利用的加拿大主线管道能力从天然气转向原油服务，安装电力压缩和/或将天然气压缩转换为电气化，例如分别在加拿大和美国拟议的Valhara North和Berland River(VNBR)和WR项目，以及目前利用我们的互补资产组合，目标是通过我们的Power and Energy Solutions业务减少液体管道的排放

·致力于可持续性和可持续发展：我们着眼于长远，管理我们与环境、土著群体、社区成员和土地所有者的互动。我们的目标是与所有利益攸关方就可持续发展相关主题进行透明的沟通。作为我们2022年可持续发展报告的一部分，我们在全公司范围内公布了我们的排放强度，在我们朝着2030年将我们运营的温室气体排放强度降低30%的目标前进的过程中，提供了更多的透明度和对我们目标的洞察力。自去年以来，我们继续在10项可持续发展承诺方面取得稳步进展。为了与我们追求有意义的伙伴关系，努力解决关键的全球可持续发展挑战，TC Energy于2022年成为UNGC的正式参与者

·开放式沟通：我们认真管理与客户和利益相关者的关系，并为投资者提供清晰、坦诚的沟通，以建立信任和支持。

我们的风险偏好

以下是我们的风险理念概述：

2022年财务亮点

我们使用的某些财务指标在公认会计原则下没有标准化的含义，因为我们认为它们提高了我们在不同报告期之间比较结果的能力，并增强了对我们经营业绩的了解。它们被称为非GAAP衡量标准，可能无法与其他公司提供的类似衡量标准相比较。

可比EBITDA、可比收益、每股可比普通股收益和运营产生的可比资金都是非GAAP衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页以及第23页和第89页，以及与最直接可比较的GAAP衡量标准进行对账的业务部门财务业绩部分。

1关于分段收益的其他信息，可在第21页找到，这是公认会计准则最直接的可比性衡量标准。

2包括资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献。关于构成总资本支出的财务报表行项目，请参阅我们的2022年合并财务报表的附注4，分段信息。

3截至12月31日。

4于2020年12月31日，可赎回的非控股权益被归类为夹层股权，随后于2021年回购。

合并结果

2022年普通股的净收入为6亿美元，合每股0.64美元(2021年-18亿美元，合每股1.87美元；2020年-45亿美元，合每股4.74美元)，比2021年减少12亿美元，合每股1.23美元。截至2022年12月31日的年度与2021年相比大幅下降，2021年每股普通股净收入与2020年相比大幅下降2.87美元，这主要是由于以下具体项目的净影响。这两年的每股普通股净收入也反映了为收购TC管道、2021年第一季度LP和2022年发行的普通股而发行的普通股的影响。

下列具体项目在普通股应占净收益中确认，不包括在可比收益中：

2022

·26亿美元的税后减值费用，与我们对Coastal GasLink管道有限合伙企业(Coastal GasLink LP)的股权投资有关。有关更多信息，请参阅我们2022年合并财务报表的附注7，Coastal GasLink

·与五大湖有关的5.31亿美元税后商誉减值费用。有关其他信息，请参阅其他信息-关键会计估计部分

·1.96亿美元的所得税支出，用于解决与墨西哥前几年所得税分摊有关的问题

·1.14亿美元税后预期信贷损失准备金，与TGNH对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资有关

·2000万美元税后费用，原因是CER于2022年12月就Keystone发布的决定，涉及与2021年和2020年反映的金额有关的通行费投诉

·Keystone XL管道项目税后资产的保存和其他费用为1900万美元，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计

·与2021年Keystone XL资产减值费用和美国最低税额有关的500万美元税后净支出，部分被出售Keystone XL项目资产的收益和与终止活动相关的合同和法律义务估计数的减少所抵消。

2021

·21亿美元的税后资产减值费用，扣除预期的合同回收以及其他合同和法律义务，与2021年1月总统许可证被撤销后终止Keystone XL管道项目有关

·作为自愿退休方案的一部分发生的过渡期付款的税后支出4800万美元

·Keystone XL管道项目税后资产的保存和其他费用为3700万美元，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计，以及Keystone XL项目级信贷安排终止前的利息支出

·与出售Northern Courier剩余15%的权益有关的1900万美元税后收益

·700万美元的税后回收主要来自与2020年4月出售的安大略省天然气发电厂相关的IESO的某些成本。

2020

·与2020年4月出售的安大略省天然气发电厂有关的2.83亿美元税后亏损。截至2020年底，这项交易的税后亏损总额为4.77亿美元，包括2019年因将资产归类为待售资产而应计的亏损

·与出售Coastal GasLink LP 65%股权有关的4.02亿美元税后收益

·在我们重新评估了被认为更有可能在2020年实现的递延税收资产后，发放了2.99亿美元的所得税估值免税额

·与出售哥伦比亚中游公司某些资产的州所得税相关的1800万美元额外所得税退还。

有关这些亮点的进一步讨论，请参阅本MD&A的每个业务部门的财务结果部分和财务状况部分。

所有年度的净收入包括Bruce Power在为退休后福利和与其风险管理活动相关的衍生品投资的基金的公允价值调整中所占比例的未实现收益和亏损，以及我们风险管理活动变化的未实现收益和亏损，我们将所有这些项目与上述项目一起剔除，以获得可比收益。可归因于普通股的净收入与可比收益的对账如下表所示。

普通股应占净收益与可比收益的对账

可比EBITDA与可比收益

可比EBITDA代表经上述特定项目调整的分段收益，不包括折旧和摊销的非现金费用。有关我们与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。

可比EBITDA-2022年与2021年

2022年可比EBITDA比2021年增加5.33亿美元，主要是由于以下净结果：

·电力和能源解决方案EBITDA增加，主要是因为Bruce Power的贡献因合同价格上涨而增加，加拿大电力的收益与实现的电价增加相关，以及天然气存储和其他方面的贡献增加，这是2022年实现价差增加的结果

·美国天然气管道EBITDA较高，主要是由于投入使用的增长项目带来的增量收益，我们矿业权业务的收益增加，以及哥伦比亚天然气公司在FERC批准从2021年2月起就更高的运输率达成和解后增加的收益，部分抵消了哥伦比亚天然气公司更高的财产税

·来自加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于更高的通过成本和基于费率的收益对NGTL系统的影响，更高的加拿大主线激励收益和通过成本

·墨西哥天然气管道EBITDA较高，主要与Villa de Reyes管道北段(VDR North)和图拉管道东段(Tula East)有关，这些管道于2022年第三季度投入商业服务

·液体管道EBITDA减少，原因是Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸合同量较低的费率降低，以及由于利润率和流量较低，液体营销活动的贡献减少

·在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响。如第27页所示，与2021年相比，以美元计价的可比EBITDA减少了6,300万美元；然而，2022年以加元计算的平均汇率为1.30，而2021年为1.25。有关更多信息，请参阅下面的外汇讨论。

可比EBITDA-2021年与2020年

2021年可比EBITDA比2020年增加2600万美元，主要是由于以下净结果：

·美国天然气管道收益增加，从2021年2月1日起哥伦比亚天然气运输费率上升，这是随后无争议的费率案和解的结果，2021年寒冷天气事件影响了我们运营的许多美国市场后，我们美国天然气管道的收益有所改善，我们矿业权业务的收益增加，管道完整性成本的资本化增加，部分被更高的财产税抵消

·加拿大天然气管道的可比EBITDA较高，主要是由于直通成本增加以及NGTL系统的费率基数收益增加的影响，海岸GasLink开发费用收入的全年确认以及加拿大主线激励收入的增加，部分被较低的直通成本抵消

·始终如一的电力和能源解决方案业绩主要归因于加拿大电力收益的增加，主要是由于2021年实现的利润率更高，交易活动的贡献，以及我们的麦凯河热电设施在2020年5月恢复服务后的全年收益，但被2020年4月出售我们的安大略省天然气发电厂所部分抵消，以及布鲁斯电力2021年的收益下降，原因是计划停电天数增加和运营费用增加导致发电量减少

·由于Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分流量较低，液体管道收益减少，但部分抵消了液体营销活动的贡献增加，反映出利润率和流量较高

·墨西哥天然气管道的捐款减少，主要是因为2020年确认的与成功完成德克萨斯州南部管道相关的5500万美元费用

·美元走弱对加元等值汇率的负面影响在我们以美元计价的业务中实现了分段收益。如第27页所示，以美元计价的可比EBITDA为46亿美元，与2020年相比增加了2.26亿美元；然而，这一数字在2021年换算为加元的平均汇率为1.25，而2020年为1.34。有关更多信息，请参阅下面的外汇讨论。

在考虑自然抵消和经济对冲后，美元走势对可比收益的净影响并不显著。有关更多信息，请参阅下面的外汇讨论。

由于某些成本的流转处理，包括所得税、财务费用和我们加拿大利率管制管道中的折旧，这些成本的变化影响了我们的可比EBITDA，尽管对净收入没有重大影响。

可比收益-2022年与2021年

2022年的可比收益为1.37亿美元，每股普通股收益比2021年高0.04美元，主要是以下因素的净结果：

·上述可比EBITDA的变化

·与2022年相比，2022年净实现亏损与2021年用于管理美元收入的汇率波动净敞口的衍生品实现净收益相比；与2021年比索计价的货币净负债重估收益相比，2022年的外汇损失与2021年比索计价的货币净负债重估收益相比部分抵消；与2021年相比，用于管理我们在墨西哥的这些净负债敞口的衍生品的2022年实现收益较高，从而产生汇兑损益

·利息支出增加，主要原因是短期借款、长期债务和次级票据发行的利率上升(扣除到期日)，以及2022年美元走强对外汇的影响

·利息收入和其他收入减少，原因是2022年7月29日偿还了Sur de Texas合资企业的附属公司间应收贷款

·AFUDC增加，主要是因为在2022年第三季度完成新的TSA和CFE之后，AFUDC重新启动了TGNH在建资产，以及东南门户管道项目的资本支出，部分被资本支出减少和美国天然气管道项目投入使用的影响所抵消

·更高的折旧和摊销，主要是在美国天然气管道，反映了2022年投入使用的新资产和美元走强

·在2021年3月收购TC管道的所有未完成的公共单位后，可归因于非控股权益的净收入减少，有限责任公司并非由TC Energy实益拥有

·所得税支出减少，主要原因是流转所得税和较高的外国税率差异，部分抵消了应纳税和其他各种估值免税额的较高收入

·由于2022年和2021年优先股的赎回，优先股股息较低。

可比收益-2021年与2020年

2021年的可比收益比2020年高出2.03亿美元，或每股普通股0.07美元，主要是以下因素的净结果：

·上述可比EBITDA的变化

·2021年的净外汇收益与2020年的净外汇损失相比，衍生品用于管理我们对美元计价收入的汇率波动的净敞口

·在2021年3月收购TC管道的所有未完成的公共单位后，可归因于非控股权益的净收入减少，有限责任公司并非由TC Energy实益拥有

·我们以美元计价的资产折旧和摊销减少，这主要是由于美元走弱，以及加拿大天然气管道的折旧和摊销减少，因为加拿大主线的一段将在2021年完全折旧

·所得税支出增加，主要原因是税前收益增加，以及我们加拿大费率管制管道的直通所得税增加

·利息支出增加，主要是因为Keystone XL管道项目在2021年1月总统许可证被撤销后停止，我们的Coastal GasLink投资在出售Coastal GasLink LP 65%的权益后改为股权会计，以及纳帕尼发电厂于2020年完工，部分抵消了美元走弱对美元计价利息换算的外汇影响

·AFUDC降低，主要原因是由于持续的项目延误，从2021年1月起暂停记录Villa de Reyes项目的AFUDC，但被NGTL系统和美国天然气管道扩建项目部分抵消。

截至2022年和2021年12月31日止年度的每股可比普通股收益分别反映了2022年发行的普通股的摊薄效应和2021年3月为收购TC管道，LP剩余所有权权益而发行的普通股的影响。有关普通股发行的更多信息，请参阅财务状况部分。

外汇

我们某些业务的全部或大部分收益是以美元计算的，由于我们以加元报告财务业绩，美元对加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务持续增长，这一风险敞口也在增加。以美元计价的可比EBITDA敞口的一部分自然会被折旧和摊销、利息支出和其他损益表项目中低于可比EBITDA的美元金额所抵消。利用外汇衍生品对风险敞口的余额进行积极管理，最长可达三年；然而，这一期限之后的自然风险敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济对冲后，在截至2022年12月31日的一年中，美元变动对可比收益的净影响并不显著。

下表列出了我们以美元计价的财务业绩的组成部分，包括我们在美国和墨西哥的天然气管道业务以及我们的大部分液体管道业务。可比EBITDA是一项非公认会计准则的衡量标准。

税前以美元计价的收支项目

1不包括我们与德克萨斯州苏尔德河合资企业的附属公司间贷款的利息支出，这笔贷款在利息收入和其他方面完全抵消。这些附属公司之间的贷款在2022年得到了全额偿还。

我们墨西哥天然气管道的部分货币资产和负债是以比索计价的，而我们墨西哥业务的功能货币是美元。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，因此，墨西哥比索对美元价值的变化可能会影响我们的可比收益。此外，为墨西哥所得税目的而计算的美元计价货币资产和负债重估的外汇收益或损失导致这些实体面临比索计价的所得税敞口，导致股票投资收入和所得税支出的波动。随着我们以美元计价的货币资产和负债持续增长，这一风险敞口也在增加。这些风险部分是使用外汇衍生工具管理的，衍生工具的损益计入综合损益表的外汇损失/(收益)净额。

现金流

2022年业务提供的现金净额为64亿美元，比2021年减少7%，主要原因是周转资金变动的数额和时机，以及业务产生的资金减少。2022年和2021年运营产生的可比资金为74亿美元。

用于投资活动的资金

资本支出1

1资本支出包括资本支出、发展中的资本项目和对股权投资的贡献。关于构成总资本支出的财务报表行项目，请参阅我们的2022年合并财务报表的附注4，分段信息。

2022年和2021年，我们分别在资本项目上投资了90亿美元和71亿美元，以实现现有资产的保值和优化，并在高需求领域开发新的互补资产。我们在2022年和2021年的总资本支出分别包括对我们的股权投资的22亿美元和12亿美元的贡献，主要与Coastal GasLink LP和Bruce Power有关。

出售资产所得收益

2021年，我们完成了对北方快递剩余15%股权的出售，总收益为3500万美元。

2020年，我们完成了以下资产剥离交易。所有现金收益金额均在所得税和结账后调整前：

·以6.56亿美元的收益出售Coastal GasLink LP 65%的股权

·以大约28亿美元的净收益出售我们的安大略省天然气发电厂。

资产负债表

我们继续保持稳健的财务状况，同时在2022年将总资产增加101亿美元。截至2022年12月31日，普通股股东权益(包括非控股权益)占我们资本结构的35%(2021年至35%)，而以次级票据、可赎回非控股权益和优先股形式的其他附属资本占额外14%(2021年至15%)。有关我们资本结构的更多信息，请参阅财务状况部分。

分红

在截至2023年3月31日的季度里，我们将已发行普通股的季度股息增加了3.3%，达到每股0.93美元，相当于每股普通股的年度股息为3.72美元。这是我们连续第23年增加普通股的股息，与我们以年均3%至5%的速度增加普通股股息的目标是一致的。

股息再投资和购股计划

根据DRP，TC Energy的普通股和优先股的合格持有人可以将他们的股息再投资，并支付可选的现金支付，以获得额外的TC Energy普通股。为了谨慎地为我们的增长计划提供资金，其中包括NGTL系统上增加的项目成本，以及我们在2022年7月向Coastal GasLink LP提供19亿美元股本贡献的义务之后，我们恢复了根据DRP从国库中以2%的折扣发行普通股，从2022年7月27日宣布的股息开始。就2022年宣布的股息而言，普通股股东的参与率约为33%，导致根据该计划将6.07亿美元再投资于普通股权益。折扣后的DRP预计将通过截至2023年6月30日的季度的股息声明到位。

支付的现金股利

展望

可比EBITDA和可比收益

我们预计我们2023年的可比EBITDA将高于2022年，我们2023年的可比普通股收益预计将略高于2022年，原因是以下净影响：

·NGTL系统的增长得益于扩展方案的推进

·我们的墨西哥天然气管道部门贡献更大，主要与CFE的新TGNH TSA有关

·2022年投入使用的资产和预计2023年投入使用的新项目的全年影响，扣除递增折旧费用

·Keystone管道系统的贡献略低，包括液体销售，主要是由于与MilePost 14事件相关的降费率和利润率持续下降

·由于发行长期债务，扣除到期日和更高的浮动利率，利息支出增加

·东南门户管道相关的AFUDC较高。

我们继续关注能源市场的发展、我们的建设项目、监管程序和我们的资产剥离计划，以确定对上述前景的任何潜在影响。

综合资本支出和股权投资

我们预计2023年在增长项目、维护资本支出和股权投资方面的支出约为115亿至120亿美元。2023年资本计划的大部分重点是NGTL系统的扩建、东南门户管道和海岸GasLink管道项目的推进、美国天然气管道项目、布鲁斯电力延长计划和正常过程维护资本支出。

有关2023年预期收益和资本支出的更多详细信息，请参阅相关业务部门的展望和财务状况部分。

资本计划

我们正在根据我们的资本计划开发高质量的项目。这些寿命长的基础设施资产得到了与信誉良好的交易对手和/或受监管的商业模式的长期商业安排的支持，预计将产生显着的收益和现金流增长。此外，这些项目中的许多预计将推进我们的目标，即减少我们自己和客户的碳足迹。

我们的资本计划由大约340亿美元的担保项目组成，这些项目代表了商业支持的承诺项目，这些项目要么正在建设中，要么处于或准备开始许可阶段。

我们业务的三年维护资本支出包括在安全项目表中。我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出将添加到费率基础上，我们有机会在此基础上赚取回报，并通过当前或未来的通行费收回这些支出，这与我们在这些管道上的产能资本项目类似。我们液体管道业务的通行费安排为回收维护资本支出提供了保障。

在2022年期间，我们投入了大约58亿美元的天然气管道运力资本项目，主要是加拿大、美国和墨西哥的天然气管道产能资本项目，并产生了大约19亿美元的维护资本支出。

由于天气、市场状况、路线改进、土地征用、许可条件、时间表和监管许可的时间安排等因素，以及其他潜在的限制和不确定因素，包括劳动力和材料的通胀压力，所有项目都可能受到成本和时间的调整。金额不包括资本化利息和AFUDC(如适用)。

有担保的项目

下表所指的估计和已发生的项目成本包括100%与我们的全资项目有关的资本支出，以及我们在股权投资中为项目提供资金的份额，主要是Coastal Gaslink和Bruce Power。

1估计项目成本包括7亿美元，主要反映在2023年，用于West Path Delivery方案的山脚部分。

2根据Coastal GasLink LP与LNG Canada之间签署的修订项目协议以及与Coastal GasLink LP合作伙伴签署的修订协议，上述估计项目成本代表我们在项目预期合作伙伴股本贡献中的份额。机械完工计划于2023年底完成，Coastal GasLink管道将在完成调试后投入商业使用。有关更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分。

3我们目前正在与CFE合作完成Villa de Reyes管道的剩余部分，预计将于2023年投入商业使用。有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

4与CFE一起，我们正在评估图拉管道中央段的完工情况，这取决于FID。我们还在共同努力，推进西段的完工。有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

5反映了我们对布鲁斯动力6号机组主要部件更换(MCR)计划(预计将于2023年投入使用)和3号机组主要部件更换(MCR)计划(预计将于2026年投入使用)的预期现金捐款份额，以及在资产管理计划下至2027年和增量上调计划下的投资额。有关更多信息，请参阅电力和能源解决方案-重要事件部分。

6包括所有部门不可收回的维护资本支出，主要包括我们在Bruce Power和其他Power and Energy Solutions资产维护资本支出中的比例份额。

7反映2022年12月31日美国/加拿大的汇率为1.35。

正在开发的项目

除了我们的担保项目外，我们还有一系列我们目前正在进行的项目，这些项目处于不同的开发阶段。除非另有说明，在开发中的项目在时间和估计项目成本方面有更大的不确定性，需要得到公司和监管部门的批准。每个业务部门还概述了进一步开展业务发展活动和增长机会的其他重点领域。随着这些项目取得进展并达到必要的里程碑，它们将被列入担保项目表。

加拿大天然气管道

我们继续专注于优化现有加拿大天然气管道资产的利用率和价值，包括走廊内扩建，提供与液化天然气出口终端的连接，以及与不断增长的页岩气供应的连接。可持续性发展项目预计将包括在我们的系统上增加压缩机站的电气化和废热收集发电，以及其他温室气体减排举措。

美国天然气管道

快递市场项目

项目正在开发中，预计将更换、升级和扩建某些美国天然气管道设施，同时减少我们主要输送市场管道系统部分的排放。增强的设施预计将提高我们系统的可靠性，并允许根据长期合同提供额外的运输服务，以满足美国中西部和大西洋中部地区日益增长的需求，同时减少直接二氧化碳当量排放。

可再生天然气枢纽的发展

2022年4月，我们宣布与GreenGasUSA达成战略合作，探索发展RNG交通枢纽网络。这些枢纽旨在为RNG来源提供对现有能源运输基础设施的集中访问，如农场、废水处理设施和垃圾填埋场。我们相信，这项面向全国10个运输枢纽的合作将迅速扩展，并为我们美国天然气足迹内现有的RNG互连提供增量能力。2022年底，我们签署了10个目标交通枢纽中的第一个开发协议。这些枢纽的发展是朝着加快甲烷捕获项目和同时减少温室气体排放迈出的重要一步。

其他机会

我们目前正在进行各种项目，包括压缩更换，同时进一步推动我们的机队、发电和最不发达国家的电气化，扩大我们的现代化计划和现有系统的走廊内扩展机会。这些项目预计将提高我们系统的可靠性，重点放在环境方面的清洁能源。

我们还在开发多个输送项目，将天然气供应与设施连接起来，以满足全球对北美液化天然气日益增长的需求。

有关更多信息，请参阅美国天然气管道-重大事件部分。

墨西哥天然气管道

2022年8月4日，我们宣布与墨西哥国有电力公司CFE建立战略联盟，以加快墨西哥中部和东南部地区天然气基础设施的发展。除了目前正在建设的资产，我们正在评估图拉中段的完工情况，这取决于2023年上半年的FID。

有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

液体管道

我们仍然专注于通过寻找解决方案来实现我们液体资产的价值最大化，为我们的客户提供灵活和量身定制的解决方案。我们继续寻求通过扩大供应和交付市场之间的连接来优化我们现有资产的方法。我们正在寻求有选择的增长机会，为我们的业务增加增量价值，并进行扩张，以利用我们现有基础设施的潜力。我们在方法上保持纪律，并将对我们的业务发展活动进行战略性定位，以抓住我们风险偏好范围内的机会。

电力和能源解决方案

布鲁斯·鲍尔

延寿计划

要继续执行Bruce Power的寿命延长计划，将需要我们按比例分摊4号、5号、7号和8号机组的主要部件更换(MCR)计划成本，以及持续到2033年的剩余资产管理计划成本，从而将3至8号机组和Bruce Power现场的寿命延长至2064年。第4号机组的筹备工作正在顺利进行，第5、7和8号机组的MCR的工作也已开始。未来的MCR投资将取决于每个机组的离散决定，并为Bruce Power和IESO提供特定的出口坡道。我们预计将花费约48亿美元用于布鲁斯电力MCR计划成本中我们按比例分摊的4、5、7和8号机组以及2027年后剩余的资产管理计划成本，以及下文讨论的增量升级计划。

提升计划

布鲁斯电力公司的2030项目的目标是到2033年实现7000兆瓦的现场峰值发电量，以支持气候变化目标和未来的清洁能源需求。2030项目的重点是持续的资产优化、创新和利用新技术，其中可能包括与存储和其他形式的能源的整合，以增加场地的峰值产出。项目2030分三个阶段安排，前两个阶段已完全获准实施。第一阶段于2019年开始，预计将增加150兆瓦的产量，第二阶段于2022年初开始，目标是再增加200兆瓦的产量。

发展阶段项目

安大略省抽水蓄能

我们继续推进安大略省抽水蓄能项目(OPSP)的开发，该储能设施位于安大略省米福德附近，旨在利用抽水蓄能工艺向安大略省电力系统提供1,000兆瓦的灵活、清洁的能源。

OPSP已从联邦国防部长那里获得加拿大第四师培训中心的长期土地使用权，用于开发该场地上的项目，并已被列入IESO主动建议程序的第2门。一旦投入使用，该项目将储存可用的零排放能源，并在需求高峰期向安大略省提供这些能源，从而使该省现有的零排放发电的价值最大化。

峡谷溪抽水蓄能电站

我们正在利用位于艾伯塔省欣顿附近的一个退役煤矿的现有场地基础设施，开发一个抽水蓄能项目，预计发电量为75兆瓦。该设施预计将为艾伯塔省电网提供长达37小时的按需、灵活、清洁能源和辅助服务。该项目已获得艾伯塔省公用事业委员会的批准，并根据《邓维根水电发展法》(艾伯塔省)要求获得艾伯塔省政府的水电项目批准。

Canyon Creek抽水蓄能项目是我们在艾伯塔省提供的全天候无碳电力产品的一部分，该产品包括目前在建或正在开发的风能和太阳能项目的发电量，从而使我们的客户能够在成本确定的情况下管理每小时电力需求，并通过从零排放资产供电来实现脱碳目标。

可再生能源合同和/或投资机会

我们继续寻求风能、太阳能和储能项目的潜在合同和/或投资机会，以满足Keystone管道系统美国部分的电力需求，并向接近我们走廊内需求的工业和石油和天然气行业提供可再生能源产品和服务。到目前为止，我们已经从风能和太阳能项目中获得了大约600兆瓦的合同。

其他机会

我们正在北美地区积极构建以客户为中心的发起平台，提供大宗商品和能源服务，帮助客户应对能源转型的挑战。我们现有的资产、客户和供应商网络提供了一个共同的机会，我们可以在其中定制解决方案，以满足他们的清洁能源需求。尽管我们可能会采用定制的策略，但核心支撑仍然是一致的，那就是我们抓住的每个机会 最终都将是由客户需求驱动的 ，使我们能够在驾驭能源转型的过程中相互补充能力、分散风险并分享经验。 

有关更多信息，请参阅电力和能源解决方案-重要事件部分。

其他能源解决方案

我们的目标是五个重点领域，以降低我们业务的排放强度，同时抓住满足未来能源需求的增长机会：

·使我们现有的系统和资产现代化

·降低我们的能源消耗

·推动数字解决方案和技术

·利用碳信用和补偿

·投资低碳能源和基础设施，如可再生能源以及新兴燃料和技术。

艾伯塔省碳网

2021年6月，我们宣布与彭比纳管道公司建立合作伙伴关系，共同开发一个世界级的系统，全面建成后，预计每年将能够运输和封存超过2000万吨二氧化碳。作为一个开放接入系统，ACG旨在成为艾伯塔省新兴的碳捕获利用和封存(CCUS)行业的支柱。2022年10月18日，ACG宣布已与艾伯塔省政府达成碳封存评估协议，以进一步评估艾伯塔省安全储存工业排放碳的最大感兴趣区域之一(AOI)。该协议将允许ACG继续评估我们AOI的适宜性，并进入该省CCUS进程的下一阶段，以向客户、土著社区、其他利益相关者和艾伯塔省政府提供对该项目碳储存能力的信心。ACG正在探索可能利用现有基础设施和通行权将艾伯塔省工业心脏地带排放地区与关键封存地点连接起来的选择。

氢气轮毂

我们已与Nikola Corporation(Nikola)和Hyzon Motors Inc.(Hyzon)签订了单独的联合开发协议(JDA)，以支持客户驱动的氢气生产，用于美国和加拿大的长途运输、发电、大型工业和供暖客户。根据他们的联合开发计划，尼古拉将成为氢气生产基础设施的长期锚定客户，支持氢燃料、零排放、重型卡车，并共同开发大型绿色和蓝色氢气生产中心。预计Hyzon JDA将支持开发专注于从零碳强度到负碳强度的氢气生产设施，这些氢气来自RNG、沼气和其他可持续来源。这些设施预计将位于接近需求的地方，支持Hyzon的背靠背车辆部署。

我们重要的管道、存储和电能实业可能会被用来降低成本，加快这些枢纽的开发速度。这可能包括探索整合管道资产，以便能够通过管道分配和储存氢气，和/或将二氧化碳输送到永久封存地点，以实现制氢过程的脱碳。2022年4月，我们宣布了一项计划，评估一个氢气生产中心，该中心将在艾伯塔省克罗斯菲尔德占地140英亩，估计每天生产60吨氢气，未来将增加到每天150吨氢气的能力，我们目前在那里运营着一个天然气储存设施。我们预计FID将于2024年推出，这取决于惯例的监管批准。

天然气管道业务

我们的天然气管道网络将天然气从供应盆地输送到加拿大、美国和墨西哥的当地分销公司、发电厂、工业设施、互联管道、液化天然气出口终端和其他企业。我们的管道网络连接着大多数主要的供应盆地，通过以下途径输送超过25%的大陆日常天然气需求：

·全资天然气管道-88,472公里(54,973英里)

·部分拥有的天然气管道--5259公里(3267英里)。

除了我们的天然气管道外，我们还监管着美国的天然气储存设施，总工作天然气容量为532bcf，使我们成为北美主要市场最大的天然气储存和相关服务供应商之一。

我们的天然气管道业务分为三个运营部门，代表了其地理多样性：加拿大天然气管道、美国天然气管道和墨西哥天然气管道。

战略

我们的战略是以安全可靠的方式优化我们现有天然气管道系统的价值，同时应对北美不断变化的天然气流动模式。我们还寻求新的渠道机会，为我们的业务增加增量价值。

我们的重点领域包括：

·主要是走廊内扩展和延长我们现有的重要北美天然气管道足迹

·与新的和不断增长的工业和发电市场以及最不发达国家的联系

·在关键地点扩展我们的系统，并开发新项目，为加拿大、美国和墨西哥正在运营和拟建的液化天然气出口终端提供连接

·与加拿大和美国不断增长的页岩气和其他供应的联系

·降低我们的能源消耗，从而降低整体温室气体强度。

这些地区在满足北美天然气供应和需求的运输需求方面都发挥着关键作用。

我们的天然气管道系统使能源转换成为可能。天然气是一种可靠、高效的能源，正在取代燃煤发电，同时支持整个北美可再生能源的间歇性。为了支持我们的温室气体强度降低目标，我们继续提高运营效率，并将可持续性因素纳入我们围绕新项目、现代化、维护、电气化和增强泄漏检测的决策。此外，越来越多的RNG客户正在连接到我们的系统。我们的业务提供社会经济效益，因为我们与土著社区、社区组织、土地所有者和其他利益相关者密切合作，与我们的价值观和可持续发展承诺保持一致。

最近的亮点

加拿大天然气管道

·2022年投入使用的项目约为32亿美元，主要与NGTL系统扩建有关

·批准NGTL系统上价值6亿美元的VNBR项目

·获得了关于NGTL系统/Foothills West Path交付计划的剩余主要监管批准

·推进沿海天然气连接管道项目的建设

·宣布签署期权协议，将Coastal GasLink LP 10%的股权出售给项目走廊的土著社区。

美国天然气管道

·投入约21亿美元的资本项目，包括哥伦比亚湾的路易斯安那州Xpress，以及ANR上的Elwood Power和威斯康星州通道

·批准了另外13亿美元的增长项目，包括绿地管道Gillis Access项目、哥伦比亚天然气公司收购的KO传输项目和ANR上的Ventura Xpress

·ANR向FERC提起的无争议利率案件和解，以及FERC批准的五大湖利率案件和解

·我们的多条管道实现了创纪录的吞吐能力。

墨西哥天然气管道

·宣布与墨西哥国有电力公司CFE结成战略联盟，解决之前与雷耶斯别墅和图拉管道有关的国际仲裁

·根据我们与CFE的联盟批准了东南门户管道，这是一条1.3Bcf/d、715公里(444英里)的海上天然气管道，将为墨西哥东南部地区提供服务，预计将于2025年年中投入使用

·雷耶斯别墅管道的横向段于2022年第二季度机械完工。我们在2022年第三季度将雷耶斯别墅北段和图拉东段投入使用。此外，我们正与CFE合作，推进两条管道剩余路段的建设

·继续与CFE就完成图拉管道中段的潜在替代方案进行可行性评估，但须在2023年上半年进行FID

·管道的总体利用率继续增加。

了解我们的天然气管道业务

天然气管道将天然气从主要供应来源输送到使用天然气满足其能源需求的地点或市场。

我们的天然气管道业务在北美建立、拥有和运营天然气管道网络，将天然气生产与互联、终端市场和液化天然气出口终端连接起来。该网络包括主要在高压下运输天然气的地下管道，充当泵的压缩机站，以沿管道输送大量天然气，计量站记录在接收地点进入网络并在输送地点离开网络的天然气数量，以及受监管的天然气存储设施，这些设施为客户提供服务，并帮助维持管道系统的整体平衡。

我们的主要管道系统

第40页的天然气管道地图显示了我们在北美连接主要供应源和市场的广泛管道网络。地图上显示的亮点包括：

加拿大天然气管道

NGTL系统：这是我们为WCSB提供的天然气收集和运输系统，将加拿大西部的大部分天然气生产连接到国内和出口市场。我们处于有利地位，可以连接不列颠哥伦比亚省东北部和艾伯塔省西北部不断增长的供应。我们对新管道设施的资本计划是由这两个供应区以及艾伯塔省内部不断增长的公司运输需求推动的，从煤炭、油砂开发和石化原料到我们在皇后和艾伯塔省/不列颠哥伦比亚省交付地点的主要出口点进行发电转换。NGTL系统也处于有利地位，可以通过未来系统的延伸或扩建或未来与该地区服务的其他管道的连接，将WCSB供应与加拿大西海岸的液化天然气出口设施连接起来。

加拿大主线：这条管道从WCSB通过互联从阿巴拉契亚盆地向加拿大草原、安大略省、魁北克、加拿大马里泰姆以及美国中西部和东北部的市场供应天然气。

美国天然气管道

哥伦比亚天然气：这是我们为阿巴拉契亚盆地提供的天然气运输系统，该盆地包括马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩，这两个页岩是北美最大的天然气页岩。与我们在WCSB的足迹类似，我们的哥伦比亚天然气资产处于有利地位，可以将不断增长的供应连接到该地区的市场。该系统还与其他管道互连，这些管道提供进入美国东北部、中西部、大西洋沿岸和墨西哥湾南部关键市场的通道，以及墨西哥湾对天然气日益增长的需求，以满足液化天然气出口。

ANR：这个管道系统将美国中西部和南部的供应池和市场连接到墨西哥湾。这包括将德克萨斯州、俄克拉何马州、阿巴拉契亚盆地和墨西哥湾的供应连接到威斯康星州、密歇根州、伊利诺伊州和俄亥俄州的市场。此外，ANR在其东南主线上具有双向能力，并将阿巴拉契亚盆地生产的天然气输送到美国墨西哥湾沿岸地区的客户。

哥伦比亚湾：该管道系统通过与哥伦比亚天然气公司和其他管道的互联，将不断增长的阿巴拉契亚盆地供应输送到美国墨西哥湾沿岸的各个市场和液化天然气出口终端。

其他美国天然气管道：我们拥有为美国主要市场服务的八条全资或部分拥有的天然气管道的所有权权益，这些管道以前由我们的子公司TC管道有限责任公司持有。

墨西哥天然气管道

德克萨斯州南部：这条海上管道将天然气从德克萨斯州输送到墨西哥东部和中部地区的电力和工业市场。2022年，这条管道平均输送的天然气约占墨西哥通过管道进口天然气总量的15%。我们拥有60%的股权，是这条管道的运营商。

西北系统：Topolobampo和Mazatlán管道组成了我们的墨西哥西北系统。该系统贯穿奇瓦瓦州和锡那罗亚州，向发电厂和工业设施供应天然气，将天然气输送到该国以前无法获得的地区。

TGNH系统：该系统位于墨西哥中部地区，由现有的塔马祖查莱管道和图拉、雷耶斯别墅和东南门户管道组成，这些管道的部分已投入使用或正在建设中。该系统供应或将供应韦拉克鲁斯、塔巴斯科、圣路易斯波托西、奎尔塔罗和伊达尔戈的几个发电厂和工业设施。它与上游管道互通，这些管道从德克萨斯州的Agua Dulce和Waha枢纽输送供应。

瓜达拉哈拉：这条双向管道将曼萨尼洛附近的进口液化天然气供应和瓜达拉哈拉附近的大陆天然气供应连接到科利马州和哈利斯科州的发电厂和工业客户。

规管使用费及收回成本

我们的天然气管道一般由加拿大的CER、美国的FERC和墨西哥的CRE监管。这些实体负责管理管道基础设施的建设、运营和报废。

加拿大、美国和墨西哥的监管机构允许我们通过收取服务费来收回运营网络的成本。这些通行费通常包括投资于资产或利率基数的资本的回报，以及通过折旧随着时间的推移恢复利率基数。其他通常通过通行费收回的成本包括并购、税收和债务利息。监管机构审查我们的成本，以确保它们是合理和谨慎的，并批准提供合理机会收回这些成本的通行费。

营商环境和战略重点

北美天然气管道网络的开发是为了将不同的供应地区与国内市场连接起来，并满足液化天然气出口设施的需求。这一基础设施的使用和增长受到天然气供应地点和相对成本变化以及市场位置和需求水平变化的影响。

我们有大量的管道足迹，服务于北美两个最多产的供应区-WCSB和阿巴拉契亚盆地。我们的管道还从其他重要盆地供应天然气，包括落基山脉、威利斯顿、海恩斯维尔、费耶特维尔和阿纳达科盆地以及墨西哥湾。我们预计北美天然气产量的持续增长将满足不断增长的国内市场的需求，特别是受益于相对较低的天然气价格的发电和工业部门。此外，预计北美供应将受益于墨西哥天然气需求的增加，以及通过液化天然气出口进入国际市场的机会不断增加。我们预计，到2027年，北美天然气需求(包括液化天然气出口)约为125bcf/d，较2022年水平增加约16bcf/d。

随着世界转向低排放燃料来源，我们认为，未来5到10年内燃煤发电的进一步淘汰和出口需求的增长将为天然气发电的基本负荷发电提供增长机会。我们预计，天然气需求的预期增长，加上WCSB、陆上墨西哥湾沿岸、阿巴拉契亚和二叠纪盆地等关键产区的预期产量增加，将为管道基础设施公司提供投资机会，以建设新设施或提高现有足迹的利用率。我们的天然气管道系统的现代化和脱碳预计将提供持续的额外资本投资机会，这些机会将满足我们的风险偏好，同时支持我们的温室气体强度降低目标。

不断变化的需求

充足的天然气供应支持了需求的增加，特别是在以下领域：

·天然气发电

·全球液化天然气出口

·石化和工业设施

·艾伯塔省的油砂。

天然气生产商继续扩大向全球市场销售天然气的机会，包括将天然气供应连接到美国墨西哥湾沿岸以及加拿大、美国和墨西哥东西海岸正在运营和拟建的液化天然气出口终端。对墨西哥天然气出口增加的原因是CFE需要服务于现有市场，并需要管道服务于新的地区。我们预测，未来天然气需求将大幅增长，以支持经济扩张和工业负荷增长，支持工业和发电使用低碳燃料的转换，以及液化天然气出口前景。这些新市场的增加创造了需求，为我们提供了更多机会来建设新的管道基础设施，并增加现有管道的吞吐量。我们认为，天然气是墨西哥关键的能源过渡燃料。

随着能源需求和加快气候行动的压力同时增加，对ESG的日益关注预计将导致市场动态的变化。

大宗商品价格

总体而言，我们天然气管道业务的盈利能力并不直接与大宗商品价格挂钩，因为我们是大宗商品的运输商，运输通行费也不与天然气价格挂钩。然而，大宗商品的周期性供需性质以及相关定价可能会对我们的业务产生间接影响，生产商可能会选择加快或推迟天然气储备的开发，或者，在需求方面，需要天然气的项目可能会根据市场或价格状况而加快或推迟。

更多竞争

供需水平和地点的变化导致在整个北美提供运输服务的竞争加剧。我们分布广泛的天然气管道足迹，特别是在富含液体和低成本的WCSB和阿巴拉契亚盆地，这两个地区都与北美需求中心相连，使我们处于强大的竞争地位。现有管道受益于基础基础设施提供的连通性和规模经济，以及现有的通行权和业务协同效应，因为选址和允许新管道建设和扩建面临越来越多的挑战。我们已经并将继续提供有竞争力的服务，以满足不断增长的供应和北美需求，目前包括通过液化天然气出口进入全球市场。

战略重点

我们的管道输送北美数百万个人和企业所依赖的天然气，以满足他们的能源需求。我们专注于抓住天然气供应增长和连接新市场带来的机遇，同时满足现有市场对天然气日益增长的需求。我们还专注于使我们的现有资产适应不断变化的天然气流动动态，并支持我们的企业级可持续发展目标和ESG目标，包括降低温室气体强度。

2023年，我们将继续专注于执行我们现有的资本计划，包括在墨西哥的东南门户管道的进展建设，对NGTL系统的进一步投资，海岸GasLink管道的机械完成，以及在美国完成和启动新的管道项目。我们还将继续追求下一波增长机会。我们的目标是使我们所有的项目按时和在预算内投入使用，同时确保我们的人民、环境和受这些设施的建设和运营影响的公众的安全。

我们的营销实体将补充我们的天然气管道业务，并通过在我们的管道走廊内为天然气客户管理天然气供应和管道运输能力的采购，产生不受监管的收入。

我们是以下所有天然气管道和受监管的天然气储存资产的运营商，易洛魁除外。

1设施和某些管道未显示在地图上。

2最终管道长度可能会在施工和/或最终设计考虑因素中发生变化。

3项目包括压缩机站的改造和增加，不增加管道长度。

加拿大天然气管道

了解我们加拿大的天然气管道段

加拿大天然气管道业务受到多个联邦和省级政府机构的监管。CER对我们受监管的加拿大省际天然气管道系统拥有管辖权，而省级监管机构对完全在一个省内运行的管道系统拥有管辖权。我们加拿大的所有主要天然气管道资产都受CER监管，但Coastal GasLink管道除外，该管道目前正在建设中。

对于其监管的跨省天然气管道，CER批准符合公众利益并为管道提供合理机会收回运营管道成本的通行费、设施和服务。包括在总通行费中的是我们在资产上所作投资的回报，称为股本回报率。股本通常占被视为资本结构的40%，其余60%为债务。通常，通行费是根据提供服务的成本(包括融资成本)除以吞吐量预测得出的。成本或实际运输量的任何差异都可能导致收入多收或少收，而在计算该期间的通行费时，这些收入通常会在下一年得到弥补。然而，股本回报率将继续按照CER核准的比率计算。

我们和我们的托运人还可以建立结算安排，但须经CER批准，这些安排的要素可能与典型的通行费设定程序不同。和解可以包括更长的期限和机制，如激励协议，这些条款和机制可能会对实际实现的股本回报产生影响。例如，在确定收入要求时固定OM&A部分，其中差异由管道账户或管道和托运人分摊。

NGTL系统是在2020-2024年五年收入要求结算的情况下运行的，其中包括对某些运营成本的激励机制，以及如果通行费降至指定水平以下则有机会提高折旧率。加拿大主线根据2021-2026年主线和解协议运营，其中包括降低成本和增加收入的激励措施。

重大事件

沿海GasLink

全长670公里(416英里)的Coastal GasLink管道项目目前正在建设中，初期运力约为2.2PJ/d(2.1Bcf/d)。一旦建成，这条管道将把天然气从不列颠哥伦比亚省道森克里克地区的接收点输送到不列颠哥伦比亚省基蒂马特附近的天然气液化设施。LNG加拿大公司拥有的LNG设施目前也在建设中。管道上的运输服务由与五个LNG加拿大参与者各自签订的25年期TSA(带有续签条款)支撑。我们持有Coastal GasLink LP 35%的股权，Coastal GasLink LP是拥有这条管道的合伙实体，已与其签订了开发、建设和运营管道的合同。

Coastal GasLink管道项目大约完成了84%。整个路线已经清理完毕，平整工作已经完成96%以上，超过510公里的管道已经焊接、降低和回填，许多地区正在进行修复活动。

2022年7月28日，Coastal GasLink LP与LNG Canada、TC Energy和Coastal GasLink LP的其他合作伙伴签署了最终协议(统称为2022年7月协议)，修改了现有的项目协议，以处理和解决有关Coastal GasLink管道项目某些已发生和预期成本的争议。修订后的协议将机械完工的目标日期定为2023年12月31日，并为项目增加了新的资本成本，以反映除其他变化外，范围的扩大以及新冠肺炎、天气和其他不在Coastal Gaslink LP控制范围内的事件的影响。

在执行2022年7月的协议后，该项目面临材料成本压力，这些压力反映了加拿大西部劳动力市场具有挑战性的条件、熟练劳动力短缺、承包商业绩不佳和争端的影响以及其他意外事件，包括干旱条件和侵蚀和沉积物控制挑战。进行了全面的成本和进度风险分析(CSRA)，以评估当前市场状况以及剩余项目范围面临的潜在风险和不确定性。由于CSRA，完成管道的费用估计已增加到约145亿美元。这一估计不包括潜在的成本回收，并计入了Coastal GasLink LP可能无法控制的某些因素的意外情况，如劳动条件、承包商表现不佳和与天气有关的事件。工作计划的目标仍然是在2023年年底前完成机械安装，调试和修复工作将持续到2024年和2025年。TC Energy预计将为增加的项目成本提供资金，并正在积极寻求成本降低和回收，以部分抵消这些成本，其中一些成本可能要到管道投入使用后才能最终确定。CSRA的审查还考虑了将施工延长至2024年的潜在影响。在这种情况下，成本将进一步增加高达12亿美元。

项目资本成本估算的增加和我们相应的资金需求是我们股权投资价值下降的指标。

因此，我们完成了估值评估，并得出结论，截至2022年12月31日，我们投资的公允价值低于其账面价值。我们确定，这是我们在Coastal GasLink LP的股权投资的非临时性减值，因此，我们在2022年第四季度确认了30亿美元的税前减值(税后26亿美元)。截至2022年12月31日，我们在Coastal GasLink LP的投资的减值前账面价值包括股权投资(28亿美元)和应收联属公司贷款(2.5亿美元)，这些贷款已降至零余额。由于2022年7月协议的资金条款，我们预计将额外提供33亿美元与修订后的资本成本相关的资金，以完成Coastal GasLink管道，预计未来对Coastal GasLink LP的这笔投资的很大一部分将受损。我们将继续评估投资公允价值的非暂时性下降，任何额外减值费用的幅度将取决于我们在各自报告日期的估值评估。有关其他信息，请参阅我们2022年合并财务报表的附注7，Coastal GasLink。

展望未来，项目成本将部分来自现有的项目级信贷安排，2022年第三季度这些安排扩大了16亿美元，修订后的总容量为84亿美元。为管道建设提供资金所需的额外股权融资最初将通过TC Energy和Coastal GasLink LP之间的次级贷款协议提供，该协议最初于2021年第四季度实施，并于2022年7月修订。在这项修订之后，Coastal GasLink LP从这笔贷款中提取的资金将在Coastal GasLink管道投入使用日期后，当最终项目成本知道后，由Coastal GasLink LP合作伙伴(包括我们)从向合伙企业的股权出资中偿还。我们预计，根据合同条款，由于资本成本增加而需要的额外股本出资将主要由我们提供资金，但在某些条件下除外，但不会导致我们35%的所有权发生变化。截至2022年12月31日，这项附属贷款协议下的承诺产能为13亿美元，在上述减值之前，未偿还余额为2.5亿美元。这笔贷款下的承诺能力将在未来需要时增加，以通过完成Coastal GasLink管道的建设来支持估计33亿美元的额外股本融资需求。我们目前估计，在项目周期内，我们对Coastal GasLink LP的股权贡献部分约为54亿美元，包括到2022年底确认的贡献。

2022年3月，我们宣布签署期权协议，将Coastal GasLink LP高达10%的股权出售给整个项目走廊的土著社区。与Coastal GasLink LP签订了现有协定的所有20个国家都有机会通过股权所有权成为商业伙伴。这些国家设立了两个实体，这两个实体目前共代表16个土著社区，它们已确认支持备选方案协定。股权选择权可在管道投入商业运营后行使，但须得到惯常的监管批准和同意，包括LNG Canada的同意。

NGTL系统

在截至2022年12月31日的一年中，NGTL系统投入了约30亿美元的产能项目。

2021年NGTL系统扩展计划

2021年NGTL系统扩展计划包括344公里(214英里)的新管道、三个新的压缩机组和相关设施，预计将为NGTL系统增加1.59pJ/d(1.45Bcf/d)的增量容量。扩建项目的建设接近完成，由于监管和天气延误，以及整个建设过程中的通胀压力，该项目的资本成本估计为35亿美元。截至2022年12月31日，该计划的30亿美元设施已投入使用，为NGTL系统增加了1.4pJ/d(1.3 Bcf/d)的增量容量。申报剩余运力所需的设施预计将于2023年第一季度投入使用。

2022年NGTL系统扩展计划

2022年NGTL系统扩建计划包括大约166公里(103英里)的新管道、一个压缩机组和相关设施，预计将提供大约773TJ/d(722MMcf/d)的增量能力，以满足公司接收和盆地内交付的要求，最低期限为8年。通胀压力和监管拖延导致项目成本增加，估计为15亿美元。截至2022年12月31日，已有6亿美元的设施投入使用，其余设施预计将于2023年上半年投入使用。

NGTL系统/Foothills West Path交付计划

NGTL系统/Foothills West Path交付计划是NGTL系统和Foothills系统的多年扩展，以促进与GTN管道系统连接的增量合同出口能力。合并的NGTL系统和Foothills项目包括大约107公里(66英里)的管道和相关设施，并以275 TJ/d(258 MMcf/d)的新公司服务合同为基础，合同期限超过30年。2022年，六个管段中的三个管段开始施工，其中一个管段于2022年第四季度投入使用，其他两个管段的施工将持续到2023年。已收到初步监管批准，但某些所需的辅助许可仍未完成，预计将于2023年上半年完成。地形的复杂性、通货膨胀的压力、许可的延迟和额外的许可条件导致了项目成本估计为16亿美元。截至2022年12月31日，已有3亿美元的设施投入使用，其余所有设施预计将在2023年全年投入使用，前提是及时获得尚未发放的附属许可证的批准。

2023年NGTL系统盆地内扩张

NGTL系统盆地内扩建包括23公里(14英里)的新管道和两个新的压缩机站，并以约255 TJ/d(238MMcf/d)的新公司服务合同为基础，合同期限为15年。扩建工程的资本成本估计为6亿美元。建筑活动于2022年开始，预计2023年底开始投入使用。

瓦尔哈拉北部和伯兰河项目

2022年11月，我们批准了VNBR项目，该项目将满足总体系统需求，并将迁移供应与关键需求市场连接起来，为NGTL系统提供约527 TJ/d(500MMcf/d)的增量能力，预计将有助于降低整个系统的温室气体排放强度。该项目估计资本成本为6亿美元，包括大约33公里(21英里)的新管道、一个新的无排放电动压缩机机组和相关设施。该项目的申请预计将于2023年第三季度提交给CER，预计2026年投入使用日期有待监管部门批准。

加拿大主线

在截至2022年12月31日的一年中，加拿大主线投入了约2亿美元的产能项目。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1包括Foothills、Ventures LP、加拿大五大湖公司的业绩以及我们对TQM的投资、Coastal GasLink开发费用收入以及与我们的加拿大天然气管道相关的一般、行政和业务开发成本。

加拿大天然气管道分段(亏损)/收益在2022年比2021年减少28.89亿美元，2021年比2020年减少2.08亿美元，包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比息税前利润和可比收益计算中剔除：

·2022年的税前减值费用为30亿美元，与我们对Coastal GasLink LP的股权投资有关。有关更多信息，请参阅我们2022年合并财务报表的附注7，Coastal GasLink

·2020年因出售Coastal GasLink LP 65%的股权而获得3.64亿美元的税前收益。

我们的费率管制加拿大天然气管道的净收入和可比EBITDA主要受我们批准的ROE、我们的投资基础、被视为普通股权益的水平和激励收益的影响。折旧、财务费用和所得税的变化也影响可比EBITDA，但对净收入没有重大影响，因为它们在流转的基础上几乎完全在收入中收回。

净收益和平均投资基数

与2021年相比，2022年NGTL系统的净收入增加了7700万美元，与2020年相比，2021年增加了6600万美元，这主要是由于持续的系统扩展导致更高的平均投资基数。NGTL系统根据2020-2024年收入要求和解协议运行，其中包括40%被视为普通股的批准净资产收益率为10.1%。这一解决方案为NGTL系统提供了在通行费低于指定水平时提高折旧率的机会，并为某些运营成本提供了一种激励机制，在这些成本中，与预计金额的差异与我们的客户分享。

由于更高的激励收益，加拿大主线2022年的净收入比2021年增加了1000万美元。与2020年相比，2021年的净收入增加了5300万美元，这主要是由于激励收入增加，以及在截至2020年的前一次和解中取消了2000万美元的税后年度TC Energy贡献。加拿大Mainline根据2021-2026年Mainline和解协议运营，其中包括批准的40%普通股股本的净资产收益率为10.1%，以及根据与客户的利益分享机制降低成本和增加管道收入的激励措施。2020年，加拿大主线根据2014年批准的2015-2030年通行费申请条款运营。之前和解协议的条款包括，40%的被视为普通股股本的净资产收益率为10.1%，一个既有上行风险又有下行风险的激励机制，以及每年2000万美元的税后TC Energy贡献，以降低收入要求。

可比EBITDA

与2021年相比，2022年加拿大天然气管道的可比EBITDA增加了1.31亿美元，主要是由于以下净影响：

·更高的流转财务费用和折旧，以及基于NGTL系统的基于费率的收入增加

·较低的流动折旧被较高的流动所得税和财务费用以及加拿大主线激励收入的增加部分抵消

·由于收入确认的时机，Coastal GasLink开发费用收入较低。

2021年加拿大天然气管道的可比EBITDA比2020年高出1.09亿美元，主要是由于以下净影响：

·较高的流转折旧和所得税，以及基于NGTL系统的基于税率的收入增加

·Coastal GasLink开发费收入，从2020年第二季度开始

·较低的直通式折旧和财务费用，部分抵消了较高的直通式所得税、增加的奖励收入和取消加拿大干线上的TC Energy贡献。

折旧及摊销

2022年的折旧和摊销比2021年减少2800万美元，2021年比2020年减少4700万美元，这是因为加拿大主线的一段在2021年完全折旧，部分被投入使用的扩建设施对NGTL系统的更高折旧所抵消。

展望

可比EBITDA和可比收益

加拿大费率管制管道的净收入受到投资基数、净资产收益率和公认资本结构变化的影响，以及CER批准的通行费结算条款的影响。在目前的监管模式下，加拿大费率管制天然气管道的收益不会受到天然气大宗商品价格的短期波动、吞吐量的变化或合同运力水平变化的实质性影响。

加拿大天然气管道2023年的可比EBITDA和收益预计将高于2022年，这主要是由于我们推进了扩建计划，延长和扩大供应设施，增强艾伯塔省的输送设施，并在我们的主要边境输送地点提供增量服务，以回应对该系统的坚定服务的要求，从而使NGTL系统继续增长。由于我们的加拿大费率管制管道对某些成本进行了传递处理，这些成本的变化可能会影响我们的可比EBITDA，尽管对可比收益没有重大影响。

资本支出

2022年，我们在加拿大天然气管道业务上总共花费了33亿美元用于增长项目和维护资本支出。我们预计2023年将花费约28亿美元，主要用于NGTL系统扩建项目和维护资本支出，所有这些都立即反映在投资基础和相关收益中。

我们还在2022年为我们对Coastal GasLink LP的投资贡献了14亿美元，并有义务在2023年再贡献5亿美元，主要用于根据2022年7月与Coastal GasLink LP达成的协议分期付款的合作伙伴股权贡献。我们还预计将在2023年为该项目修订后的估计资本成本提供更多捐款。有关Coastal GasLink的更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分。

美国天然气管道

了解我们的美国天然气管道段

美国州际天然气管道业务受到多个联邦、州和地方政府机构的监管。然而，FERC对我们的美国州际天然气业务拥有全面的管辖权。FERC批准基于成本的最高运费，旨在收回管道的投资、运营费用和我们投资者的合理回报。在美国，我们有能力与托运人签订谈判或折扣费率的合同。

FERC不要求美国州际管道每年计算费率，它们通常也不允许将实际和预期收入和成本之间的差异收集或退还到未来几年。美国监管与加拿大监管环境的这种差异使我们的美国管道面临风险，因为不同费率案例的预期和实际成本和收入存在差异。如果收入不再提供一个合理的机会来收回我们的成本，我们可以向FERC申请重新确定税率，但必须遵守任何有效的暂停措施。同样，如果FERC或我们的托运人认为投资资本的回报不公平或不合理，他们可以提起诉讼，要求降低费率。

与加拿大类似，我们也可以与我们的美国托运人建立和解安排，最终须经FERC批准。在我们或托运人可以提出费率审查之前的一段时间内暂停费率案件是达成和解的常见做法，因为它们为托运人提供了一些费率方面的确定性，消除了与各方频繁的费率诉讼相关的成本，并可以激励管道降低成本。

PHMSA遵从性法规

我们的大多数美国天然气管道系统都受联邦管道安全法规和由PHMSA制定和管理的法规的约束。除其他外，PHMSA发布了关于最大运行压力、管道巡逻和泄漏调查、公众意识、操作和维护程序、操作员资格、最低深度要求和紧急程序的规定。此外，PHMSA已经制定了法规，要求管道运营商为某些天然气管道制定和实施完整性管理计划，这些计划在管道泄漏或破裂的情况下可能会影响高后果区(HCA)，这些地区是泄漏可能产生最严重不利后果的地区，包括人口稠密地区。

2016年，PHMSA提出了修订美国联邦管道安全条例的新规则，并发布了陆上天然气输送和收集管道拟议规则制定(NPRM)的通知，对运营商提出了更严格的检查、报告和诚信管理要求。规则制定通常被称为天然气超大规则，随后发布了三个独立的部分，重点关注以下内容：1)确认最大允许运行压力和扩展的HCA以外区域(称为中等后果区域)的完整性评估；2)额外的完整性管理修复标准、腐蚀检查和腐蚀控制；以及3)扩大管辖范围的集合线定义。三个部分中的第一个也是最大的部分涉及最大允许工作压力的确认，于2019年10月作为最终规则公布。第一部分之后是集合线定义规则(第三部分)，该规则于2021年11月作为最后定稿印发。最后，第二部分通过附加的完整性管理修复标准和腐蚀检查，完成了天然气超大规则，并于2022年8月发布。随着《天然气大额规则》所有部分的颁布，我们继续评估其多次修订和新采用的措辞对业务和财务的累积影响，特别侧重于与2020年7月开始的第一部分有关的15年执行窗口相关的那些方面，为此，我们寻求收回成本。

除了上述主要规则制定外，新的管道安全立法于2020年12月签署成为法律，重新授权PHMSA及其管道安全办公室项目，该项目根据2016年《管道安全法》于2019年9月底到期。我们正在评估与这项新立法相关的影响，其中包括要求有针对性地减少甲烷排放的天然气输送业务的自我指导任务。

最后，阀门安装要求和最小破裂检测标准的规则制定于2022年4月作为最终规则公布。无追溯破裂检测和缓解规则定义了何时需要在新建管道或某些直径大于或等于6英寸且满足累积长度要求的管道上安装自动关闭阀、远程控制阀或手动阀。该规则主要针对3类和4类地点和HCA，但也包括对响应的及时性以及监控和数据采集系统检测、定位潜在破裂并向气体控制器发出警报的能力的更严格要求。此外，PHMSA规定了紧急响应协议，包括30分钟的要求，即气体泄漏自被确定为破裂时起就完全隔离。

重大事件

哥伦比亚天然气公司第4款费率案例

哥伦比亚天然气公司与其客户达成和解协议，自2021年2月起生效，并于2022年2月获得FERC批准。作为和解协议的一部分，在2025年4月1日之前暂停任何进一步的费率变化，哥伦比亚天然气公司必须提交生效日期不晚于2026年4月1日的新费率。2022年第二季度，先前应计的税率退还债务退还给了客户，包括利息。

ANR第4节费率案例

ANR于2022年1月向FERC提交了第4条费率诉讼，要求从2022年8月1日起提高ANR的最高运输费率，费率程序完成后可退款。2022年11月，ANR通知FERC，它与客户达成了原则和解。2023年1月，首席行政法法官证明该和解协议无争议，并建议FERC批准。虽然没有FERC必须对和解采取行动的时间表，但与最近其他利率案和解批准时间表一致，我们预计将在2023年初获得FERC对和解的批准。

五大湖区费率结算

2022年4月，FERC批准了五大湖与其客户达成的无竞争利率和解案，五大湖和和解各方同意将现有的追索权利率维持到2025年10月31日。

虽然和解协议创造了短期汇率确定性，但它促使对五大湖的长期自由现金流进行重新评估，导致2022年第一季度记录了4.51亿美元的商誉减值费用。有关其他信息，请参阅其他信息-关键会计估计部分。

KO传输增强采集器

2022年4月28日，我们批准了以约8000万美元收购KO传输资产的交易，将其整合到我们的哥伦比亚天然气管道中。扩大的足迹预计将为哥伦比亚天然气公司进入肯塔基州北部和俄亥俄州南部提供额外的最后一英里连接，以连接不断增长的最不发达国家市场，并为未来的资本投资提供一个平台，包括该地区未来燃煤发电厂的改造。FERC于2022年11月获得收购批准，交易于2023年2月完成。

可再生天然气枢纽的发展

2022年4月，我们宣布与GreenGasUSA达成战略合作，探索发展RNG交通枢纽网络。这些枢纽旨在为RNG来源提供对现有能源运输基础设施的集中访问，如农场、废水处理设施和垃圾填埋场。我们相信，这项面向全国10个运输枢纽的合作将迅速扩展，并为我们美国天然气足迹内现有的RNG互连提供增量能力。这些枢纽的发展是朝着加快甲烷捕获项目和同时减少温室气体排放迈出的重要一步。

艾伯塔省XPress项目

Alberta Xpress项目是ANR的一个扩建项目，利用五大湖和加拿大主线系统的现有能力，将不断增长的供应从WCSB连接到美国墨西哥湾沿岸的液化天然气出口市场，于2023年1月投入使用。

路易斯安那州Xpress项目

路易斯安那州Xpress项目是哥伦比亚湾的一个项目，旨在将天然气供应与美国墨西哥湾沿岸的液化天然气出口设施连接起来，该项目于2022年第三季度逐步投入使用。

埃尔伍德电力公司和威斯康星州通道项目

埃尔伍德电力和威斯康星州接入项目都包括升级和可靠性组件，同时减少了ANR管道系统部分的温室气体排放，于2022年11月1日投入商业服务。

吉利斯接入项目

2022年11月，我们批准了吉利斯通道项目的开发，这是一个1.5Bcf/d的绿地管道系统，将吉利斯海恩斯维尔盆地的供应连接到路易斯安那州其他市场。68公里(42英里)长的路易斯安那州集气系统还将使快速增长的路易斯安那州液化天然气出口市场能够进入海恩斯维尔来源的天然气生产，并为进一步进入路易斯安那州东南部市场创造一个平台。该项目预计于2024年投入使用，预计总成本为4亿美元。

2023年2月，我们批准了吉利斯通道项目的63公里(39英里)、1.4Bcf/d的扩建项目，以进一步连接吉利斯海恩斯维尔盆地的供应。根据客户FID的不同，该项目预计将于2025年投入使用，预计总成本为3亿美元。

Ventura Xpress项目

2022年12月，我们批准了Ventura Xpress项目，这是一组ANR项目，旨在提高基本系统的可靠性，并允许在爱荷华州文图拉的北方边境管道上向交货点提供额外的长期合同运输服务。该项目预计于2025年投入使用，预计总成本为2亿美元。

财务业绩

2021年3月，我们收购了TC管道的所有已发行普通股，LP并非由TC Energy实益拥有，以换取TC Energy普通股(TC管道，LP收购)。TC管道、LP截至2021年12月31日的年度业绩和2020年的比较业绩反映了我们在收购前在八条天然气管道中的所有权权益。

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1我们在TC管道，LP的所有权权益在2021年3月收购之前为25.5%，当时为100%。在2021年3月之前，业绩反映了TC管道、LP在五大湖的46.45%权益、其在GTN、Bison、North Baja、Portland和Tuscarora的所有权，以及其在北方边界和易洛魁的股权收入份额。

2反映了2021年3月TC管道，LP收购后GTN可比EBITDA的100%。

3业绩反映我们截至2021年3月在大湖区拥有53.55%的直接权益，以及在2021年3月收购并非由我们实益拥有的TC管道的所有未偿还公共单位后，我们拥有100%的所有权权益。

4反映了我们在矿业权业务(CEVCO)、十字路口的所有权以及我们在Millennium和Hardy Storage、我们的美国天然气营销业务以及与我们的美国天然气管道相关的一般、行政和业务开发成本中所占的股权收入份额的可比EBITDA。在我们2021年3月收购TC管道LP之后的一段时间内，我们的业绩还包括Bison、North Baja和Tuscarora的100%股份，波特兰61.7%的股份，以及我们从Northern Borde和易洛魁获得的股权收入。

5反映可归因于TC管道LP和波特兰部分股权的可比EBITDA，这些部分是我们在2021年3月收购TC管道LP之前未拥有的，随后反映了我们未拥有的波特兰剩余38.3%权益的收益。

2022年美国天然气管道分段收益比2021年减少4.54亿美元，2021年比2020年增加2.34亿美元，包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比息税前利润和可比收益计算中剔除：

·2022年第一季度与五大湖相关的5.71亿美元税前商誉减值费用。有关其他信息，请参阅其他信息-关键会计估计部分

·在我们的美国天然气营销业务中使用的衍生品的公允价值变化带来的未实现损益。

与2021年相比，2022年美元走强对我们美国业务的加元等值分段收益产生了积极影响，而与2020年相比，2021年美元走弱对我们美国业务的加元等值分段收益产生了负面影响。

我们美国天然气管道业务的收益通常受到合同量水平、交货量和收费以及提供服务成本的影响。哥伦比亚和ANR的业绩也受到其天然气储存能力和附带商品销售合同和定价的影响。由于天然气业务的季节性，冬季几个月的天然气管道和储气量和收入通常较高。

2022年美国天然气管道的可比EBITDA比2021年高出6700万美元，主要是由于以下净影响：

·来自投入使用的增长项目的增量收益

·由于大宗商品价格上涨，我们的矿业权业务收入增加

·哥伦比亚天然气公司的收入在联邦能源监管委员会批准的自2021年2月起提高运输费的和解协议后净增长，部分被项目投入使用导致的更高的财产税所抵消

·由于2021年确认的寒冷天气事件和其他离散项目的影响，收入减少

·2022年第四季度与监管延期相关的某些调整导致的收益下降，部分被2022年8月1日生效的更高运费导致的收益增加所抵消，这两项都是根据ANR无争议的费率和解。有关更多信息，请参阅美国天然气管道-重大事件部分。

2021年美国天然气管道的可比EBITDA比2020年高3.61亿美元，主要是由于以下净影响：

·根据哥伦比亚天然气无争议费率案和解，自2021年2月1日起，由于运输费率上升，哥伦比亚天然气公司的收益净增加

·我们美国天然气管道资产的收益增加，其中包括2021年影响我们运营的许多美国市场的寒冷天气事件的影响

·由于大宗商品价格上涨，我们的矿业权业务收入增加

·增加的收益来自管道完整性成本的资本化增加，以及主要在哥伦比亚天然气公司和ANR投入使用的增长项目的贡献，但部分被更高的财产税所抵消。

上述TC管道、LP收购对可比收益的积极影响通过综合收益表中非控股权益应占净收益的减少反映出来。

折旧及摊销

2022年的折旧和摊销比2021年高出5100万美元，2021年比2020年高出3300万美元，这主要是由于新项目投入使用。

展望

可比EBITDA

我们的美国天然气管道在很大程度上得到了长期按需付费合同的支持，预计这些合同将提供稳定和一致的财务业绩。我们留住客户和以优惠价格重新签约或出售产能的能力受到当前市场状况和竞争因素的影响，包括最终用户客户可用竞争天然气管道和供应来源的替代方案，以及影响某些客户或细分市场需求的更广泛条件。可比EBITDA还受到运营成本和其他成本的影响，这些成本可能会受到安全、环境和其他监管机构决策的影响，以及客户信用风险。

美国天然气管道2023年可比EBITDA预计与2022年一致。这是由于，除其他因素外，ANR和哥伦比亚湾系统的扩建项目于2022年和2023年完成，以及ANR的收入增加，这是因为作为向FERC提交的无争议的第四节费率案件和解的一部分，全年实施了更高的运输费率。我们的管道系统继续看到历史上对服务的强劲需求，我们预计我们的资产将保持2022年的高利用率水平。这些积极的结果预计将被更高的运营成本部分抵消，这反映了我们整个业务范围内系统利用率的增加，以及预计投入使用的资本项目带来的物业税增加。

资本支出

2022年，我们在我们的美国天然气管道上总共花费了17亿美元，预计2023年将花费约19亿美元，主要用于我们的Gillis Access、北巴哈和哥伦比亚天然气扩建项目和我们的哥伦比亚天然气现代化III计划，以及哥伦比亚天然气和ANR维护资本支出，这些支出的回报和回收预计将反映在未来的通行费中。

墨西哥天然气管道

了解我们的墨西哥天然气管道段

十多年来，墨西哥一直在经历着从燃料油和柴油作为发电的主要能源向使用天然气的重大转变。因此，为了满足日益增长的天然气需求，已经并将继续需要新的天然气管道基础设施。根据以美元为主的长期合同，墨西哥国有电力公司CFE是我们所有现有管道的交易对手。这些固定利率合同通常旨在收回服务成本，并提供投资资本的回报。作为管道开发商和运营商，我们通常面临运营和建设成本以及服务延误处罚的风险，但不包括提供进度缓解的不可抗力事件。我们的墨西哥管道已经批准了其他潜在用户的关税、服务和相关费率。

重大事件

与CFE的战略联盟

2022年8月4日，我们宣布与墨西哥国有电力公司CFE建立战略联盟，在墨西哥中部和东南部开发新的天然气基础设施。这一联盟整合了TC Energy的墨西哥子公司TGNH和CFE之前签署的与我们在墨西哥中部的天然气管道资产(包括Tamazunchale、Villa de Reyes和Tula管道)有关的TSA，该合同将持续到2055年，合同以美元计价，按需付费。该协议还解决并终止了以前与CFE就雷耶斯别墅和图拉管道进行的国际仲裁。

在战略联盟方面，我们达成了开发和建设东南门户管道的FID协议，这是一条1.3Bcf/d、715公里(444英里)的海上天然气管道，服务于墨西哥东南部地区，预计将于2025年年中投入使用，预计项目成本为45亿美元。

雷耶斯别墅管道的横向段于2022年第二季度机械完工，而VDR North和Tula East于2022年第三季度投入商业服务。我们正在与CFE合作，预计雷耶斯别墅管道的侧线和南段将于2023年开始商业服务。此外，我们还同意共同开发和完成图拉管道的中段，但FID将于2023年上半年完成。最后，我们正在与CFE合作，在图拉管道的西段获得必要的土地使用权，并解决法律索赔。

根据墨西哥经济竞争委员会和监管能源委员会的监管批准，战略联盟使CFE能够持有TGNH的股权，这取决于CFE出资、获得土地和支持TGNH项目的许可。在东南门户管道投入使用后，CFE在TGNH的股权将相当于15%，并将在2055年合同到期时增加到约35%。CFE参与TGNH的监管审批预计需要长达24个月的时间。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1TGNH包括塔马祖查莱、雷耶斯别墅和图拉管道的运营段。

2代表我们60%的利息和建造和运营管道所赚取的费用的股权收入。

墨西哥天然气管道公司2022年的分段收益比2021年减少了6600万美元，其中包括与TGNH租赁和某些合同资产净投资相关的1.63亿美元预期信贷损失准备金的影响。根据美国公认会计原则的要求，预期的信贷损失准备金必须在TGNH租赁净投资上确认。该拨备是对截至2055年的TSA期间可能发生的损失的估计。由于这项拨备以及与墨西哥某些合同资产相关的拨备不反映当期根据租赁安排或我们的基本业务产生的实际损失或现金流出，我们在计算可比EBITDA和可比EBIT时未计入这些未实现变化。有关预期信贷损失拨备的更多信息，请参阅我们2022年合并财务报表的附注28，风险管理和金融工具。与2021年相比，2022年美元走强对我们墨西哥业务的加元等值分段收益产生了积极影响。

与2020年相比，墨西哥天然气管道2021年的分段收益减少了1.12亿美元。与2020年相比，2021年美元走弱对我们墨西哥业务的加元等值分段收益产生了负面影响。

与2021年相比，2022年墨西哥天然气管道的可比EBITDA增加了4400万美元，这主要是由于与2022年第三季度VDR North和Tula East商业运营相关的收入增加。

与2020年相比，2021年墨西哥天然气管道的可比EBITDA减少了5100万美元，主要原因是：

·由于2020年确认的与项目建设相关的5500万美元一次性费用，南得克萨斯州股权收入减少

·在2020年一个流量逆转项目投入使用后，瓜达拉哈拉的收入增加。

2017年，我们与德克萨斯州苏尔合资企业达成了213亿美元的无担保循环信贷安排。这笔比索计价的附属公司间贷款于2022年3月15日到期时得到全额偿还，并被一笔新的美元计价的附属公司间贷款所取代。2022年7月，Sur de Texas合资企业与第三方签订了一项以美元计价的无担保定期贷款协议，并利用所得资金与TC Energy全额偿还了以美元计价的附属公司间贷款。在本次再融资之前，我们在德克萨斯州南部的相关利息支出份额完全被计入利息收入和公司部门其他部分的相应利息收入所抵消。

折旧及摊销

与2021年相比，2022年折旧及摊销减少1,000万美元，这是由于在2022年年中与CFE签署新的TGNH TSA后，Tamazunchale的会计处理发生了变化。在销售型租赁会计下，我们在使用中的TGNH管道资产在我们的综合资产负债表中反映在租赁净投资中，不确认折旧费用。2021年的折旧和摊销与2020年一致。

展望

可比EBITDA

墨西哥天然气管道可比EBITDA反映了长期、稳定、主要以美元计价的运输合同，这些合同受到提供服务成本的影响，并包括我们在德克萨斯州南部管道60%权益中的股权收入份额。由于基础运输合同的长期性质，除新资产投入使用外，可比EBITDA通常与去年持平。2023年的可比EBITDA预计将高于2022年，这是由于VDR North和Tula East的全年收入于2022年第三季度根据CFE的新TGNH TSA投入使用。

资本支出

2022年，我们总共花费了8亿美元，主要用于建设东南通道、雷耶斯别墅和图拉管道，以及完成雷耶斯别墅和图拉管道的具体路段。2023年用于推进东南门户、雷耶斯别墅和图拉管道建设的资本支出预计为21亿美元。

天然气管道.商业风险

以下是我们天然气管道业务特有的风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险以及我们的风险管理方法。

供应盆地内的产量水平

NGTL系统和我们下游的管道在很大程度上依赖于WCSB的供应。哥伦比亚天然气公司及其连接管道在很大程度上依赖于阿巴拉契亚地区的供应。我们继续监测客户天然气生产计划的任何变化，以及这些变化可能如何影响我们的现有资产和新的项目时间表。在连接主要盆地的管道之间存在竞争。产量的全面下降和/或供应竞争的加剧可能会减少我们连接的管道的吞吐量，进而可能对产生的整体收入产生负面影响。WCSB和阿巴拉契亚盆地是北美产量最多、成本最具竞争力的两个盆地，拥有可观的天然气储量。然而，实际产量取决于许多变量，包括天然气和天然气液体的价格、盆地间的竞争、管道和天然气加工收费、盆地内的需求、政策和法规的变化以及储量的整体价值，包括液体含量。

市场准入

我们与其他天然气管道争夺市场份额。新的供应盆地正在离我们历史上服务的市场更近的地方开发，可能会减少我们现有管道的吞吐量和/或运输距离，并影响收入。新的市场，包括为满足全球天然气需求而开发的液化天然气出口设施创造的市场，可以通过提高现有设施的利用率和/或对新基础设施的需求来增加收入。我们管道系统的长期竞争力和绕行管道的避免将取决于我们通过向市场提供有竞争力的运输服务来适应不断变化的流动模式的能力。作为我们年度战略规划流程和情景分析的一部分，我们通过各种路标监控能源转型的速度和规模，并关注构成威胁或创造机会的重大转变。有关我们对气候变化相关市场风险和机会的管理的更多详细信息，请参阅我们ESG数据表的TCFD部分。

绿地管道扩建竞争

我们面临着来自其他管道公司的竞争，这些公司寻求投资于绿地天然气管道发展机会。这种竞争可能会导致符合我们投资障碍的可用项目减少，或者整体财务回报较低的项目继续进行。尽管可再生能源部署预计将在未来能源需求中获得越来越大的比例，包括发电部门，但在最激进的可再生能源部署预测下，天然气需求预计仍将增长。天然气的可靠性是成功大规模部署间歇能力更强的可再生能源的重要因素。

管道运力需求

对管道运输能力的需求最终推动了管道运输服务的销售，并受到供应和市场竞争、经济活动变化、天气变化、天然气管道和储存竞争、能源节约以及替代能源的需求和价格的影响。续签即将到期的合同和收取有竞争力的通行费的机会取决于对运输服务的总体需求。对我们的管道运输服务的需求水平的下降可能会对收入产生不利影响，尽管我们的管道能力的总体利用率继续增长，需要进一步投资和扩张。

大宗商品价格

大宗商品的周期性供需性质以及相关定价可能会对我们的业务产生次要影响，我们的托运人可能会选择加快或推迟某些项目。这可能会影响对运输服务和/或新的天然气管道基础设施的需求时间。能源供应链的中断可能导致价格波动和天然气价格下降，这可能会影响我们托运人的财务状况及其履行运输服务成本义务的能力。

监管风险

监管机构和其他政府机构的决策和不断演变的政策，包括监管方面的变化，可能会影响我们天然气管道的审批、时机、建设、运营和财务表现。存在决策被推迟或不利的风险，因此可能对建设成本、启用日期、预期收入和进一步投资我们的系统的机会产生不利影响。监管机构也有可能不允许收回我们谨慎产生的部分成本，无论是现在还是未来的某个时候。

较大基础设施项目的监管审批过程，包括收到决定所需的时间，可能会被推迟，或导致不利的决定，因为公众舆论和政府与天然气管道基础设施发展相关的政策不断变化。如果监管决定随后在法庭上受到质疑，可能会对项目成本和进度延误造成进一步的影响。

监管机构或其他执法机构对建设和运营流程的更严格审查，可能会推迟建设，增加运营成本，或者需要额外的资本投资。如果这些成本不能完全收回和/或降低向客户收取的通行费的竞争力，则存在对收入产生不利影响的风险。

我们通过监测立法和监管的发展和决定来持续管理这些风险，以确定对我们的天然气管道业务可能产生的影响，并在可能的情况下开发考虑和缓解这些风险的费率、设施和资费应用。

政府风险

政府政策的转变或政府的变化可能会影响我们发展业务的能力。更复杂的监管程序、更广泛的咨询要求、更严格的排放政策以及环境法规的变化，都会影响我们持续增长的机会。我们致力于与各级政府合作，确保我们的业务利益和风险得到了解，并实施缓解战略。

建造及营运

建设和运营我们的管道以确保安全可靠地提供运输服务是我们业务成功的关键。我们的管道运营中断会影响吞吐能力，可能会导致收入减少，并可能影响公司声誉以及客户和公众对我们运营的信心。我们通过投资于一支高技能的劳动力队伍、在施工期间聘请第三方检查员、谨慎运营、持续监控我们的管道系统、使用基于风险的预防性维护计划以及进行有效的资本投资来实现这一目标。我们使用管道检测设备定期检查管道的完整性，并在必要时修复或更换管段。我们还定期校准仪表以确保准确性，并采用强大的可靠性和完整性计划来维护压缩设备，确保安全可靠的操作。

液体管道

我们的液体管道基础设施提供加拿大原油从艾伯塔省哈迪斯蒂到美国中西部和美国墨西哥湾沿岸的主要炼油和出口市场的运输，以及从俄克拉何马州库欣到美国墨西哥湾沿岸的美国国内服务。我们在艾伯塔省的液体管道资产还将石油从麦克默里堡地区输送到埃德蒙顿/哈特兰地区。

我们的液体管道业务包括：

·全资拥有的液体管道--约4400公里(2700英里)

·全资运营和定期储存--约700万桶

·部分拥有的液体管道-超过460公里(287英里)。

战略

我们仍然专注于安全可靠地优化我们的液体管道资产。我们继续扩大我们的运输服务产品，以增加我们的业务价值。我们打算利用我们现有的有竞争力的基础设施来寻求走廊内增长机会，从而为我们的客户提供更多的选择和市场准入。

ESG是我们战略的重要组成部分，我们致力于发展我们的液体管道业务，以支持全球能源转型目标。虽然低碳发电预计将大幅增长，但我们的液体管道资产可能会为我们的脱碳目标提供早期倡议。

最近的亮点

·内切斯港连接管道系统的建设接近完成，预计将于2023年第一季度投入使用

·在Keystone管道系统上商业化2019年开放季合同日产量增加30,000桶

·在Keystone管道系统上实现了创纪录的吞吐量需求。

我们是以下项目的运营商和开发商：

了解我们的液体管道业务

我们的液体管道部分由原油管道和终端资产组成。该业务安全地将原油从主要供应来源运输到市场，在那里原油可以提炼成石油产品。我们还提供辅助服务，如码头位置的存储，为我们的客户提供交付灵活性，同时优化我们管道资产的价值。不受监管的营销实体也是液体管道业务的一部分。

我们为客户提供管道运输能力，主要由长期合同支持，在合同期限内产生稳定的收入。这些长期合同规定收回建造我们资产的成本，运营和维护成本主要通过可变流动通行费收回。根据监管要求，无合同管道能力按月现货和定期开放季节向市场提供，这提供了产生增量收益的机会。我们向客户提供在码头储存液体，以换取固定费用的支付。

我们的管道系统和相关设施受CER和AER以及FERC、PHMSA和各种州当局的监管。这些实体监管管道基础设施的建设、运营和废弃。CER和FERC监管我们管道系统的运输服务，并监督我们收费的合理性。

Keystone管道系统

Keystone管道系统是我们最大的液体管道资产，将从加拿大西部出口的原油输送到美国中部大陆和墨西哥湾沿岸的不同交货点。它还通过Marketlink租赁在俄克拉荷马州库欣和美国墨西哥湾沿岸市场之间运输美国国内原油收入。由于该系统在加拿大和美国两个司法管辖区运行，它分别受到CER和FERC强加的共同承运人义务的约束。

TC能源液体营销

我们的液体营销业务主要通过购买和销售实物原油为客户提供包括运输、储存和物流在内的各种原油营销服务。这项业务承包了我们的管道以及第三方拥有的管道和储罐码头的产能。

艾伯塔省内管道系统

我们的两条阿尔伯塔省内液体管道Grand Rapids和White Spruce为阿尔伯塔省北部的生产商提供原油运输，以在麦克默里堡地区和埃德蒙顿/哈特兰地区之间运输石油。这些管道系统由AER监管。

营商环境

地缘政治事件、政府政策变化和各种宏观经济因素的动态变化继续影响着全球原油供需平衡。尽管上游行业仍专注于资本纪律，但我们预计，受世界人口增长和经济扩张的推动，未来30年原油需求将会增加。包括WCSB在内的北美原油供应对支撑这一未来需求至关重要。

供应前景

加拿大

加拿大拥有世界第三大原油储量，经济和技术上可开采的常规和油砂储量超过1600亿桶，主要位于艾伯塔省。2022年WCSB原油产量约为460万桶/日，我们预计到2035年将增加到500万桶/日以上。油砂重产量占加拿大西部原油供应的大部分，日产量约为330万桶，鉴于其长达数十年的储备寿命、稳定的生产以及迅速改善的成本和环境性能，油砂是一个有利的供应来源。

美国

美国是世界上最大的原油生产国之一，2022年的日产量约为1200万桶。美国大陆原油产量的大部分是来自二叠纪、威利斯顿、伊格尔福特和尼奥布拉拉盆地的轻质致密油。随着美国轻质油加工能力的充分利用，对海上市场的出口通常被用作增加轻质致密油生产的渠道。美国炼油厂通过大量资本投资进行了优化，以精炼轻质和重质原油的组合，以经济的方式生产优化的精炼产品板岩。到2035年，我们预计美国将出口超过500万桶/日的轻质原油，同时进口约400万桶/日的重质原油。

需求

美国是北美原油需求的主要来源，其炼油能力超过1600万桶/日。加拿大的重质原油产量对美国炼油业具有战略重要性。美国中西部和墨西哥湾沿岸的许多炼油厂加工的原油种类繁多，但已投入大量资本加工重质原油。获得丰富的低成本天然气，接近轻质和重质原油供应，规模经济和便捷的市场准入，使这些炼油厂跻身世界上最有利可图的炼油厂之列。

美国对重质原油的需求一直很有弹性，预计在可预见的未来将保持强劲。虽然加拿大和墨西哥是美国最大的重质原油供应国，但墨西哥的石油产量预计不会出现大幅增长。这为加拿大继续成为美国墨西哥湾沿岸重要的重质原油供应国提供了持续的机会。

战略重点

我们阿尔伯塔省内的液体管道和Keystone管道系统对我们的液体业务具有战略地位，可以为艾伯塔省和美国中西部和美国墨西哥湾沿岸日益增长的原油供应提供具有竞争力的运输解决方案。

在我们既定的风险偏好范围内，我们将继续致力于：

·优化我们现有资产的价值和竞争力

·扩展和利用我们现有的基础设施

·扩大我们提供的运输服务，并向邻近市场延伸

·推进我们的能源转型目标，包括改善系统运营和实现系统脱碳。

支持我们业务模式的长期合同为我们的客户提供稳定的通行费，为我们的业务提供稳定的收入。大宗商品价格的周期性可能会影响我们客户扩大业务的速度。这可能会影响我们行业的项目增长率、合同到期时我们服务的价值，以及运输服务和/或新液体基础设施的需求时间。

我们相信，我们的艾伯塔省资产处于有利地位，可以从稳定和有弹性的WCSB获得产量增长，随着传统的离岸进口减少，WCSB需要满足美国墨西哥湾沿岸对安全加拿大重质原油日益增长的需求。

随着美国轻质致密油产量的持续增长和北美对轻质油需求的满足，我们将研究扩大我们的运输服务的机会，并扩展我们的管道平台，将最后一英里的输送连接包括到具有储存和海运出口能力的炼油厂和码头。我们还将专注于利用我们现有的资产和开发项目，为客户提供接近新的供应来源的选择。

我们认为，液体管道处于有利地位，能够承受短期大宗商品价格波动和供需反应的影响，同时支持北美能源安全。我们的资产主要由产生稳定收益的长期合同支撑。我们继续与现有和潜在客户合作，提升他们的客户体验，并提供管道运输和码头服务，以满足他们的需求。我们资产的规模和战略位置相结合，有助于我们吸引更多的交易量和发展我们的业务。

我们密切关注战略性资产收购市场以及合资或联合收费机会，以增强我们的系统连接性或扩大我们在北美的足迹。我们在方法上保持纪律，并将对我们的业务发展活动进行战略性定位，以抓住我们风险偏好范围内的机会。

ESG方面的考虑构成了我们战略的重要组成部分。我们的业务将继续将可持续性因素纳入我们的项目、维护和运营活动，同时保持创新处于我们业务的前沿，包括对我们现有的液体基础设施进行现代化和脱碳。

重大事件

里程碑14事件

2022年12月，堪萨斯州华盛顿县Keystone管道系统库欣延伸段发生管道破裂。恢复和补救工作正在进行中，我们致力于全面补救现场。迄今为止，我们的石油回收工作继续取得成功，回收了12,937桶测得的释放量的90%。在PHMSA批准修复和重启计划后，受影响的部分重新启动。根据纠正措施令的条款，管道必须在降压条件下运行，直到满足条件为止。释放的原因仍在调查中。

截至2022年12月31日，我们累积了6.5亿美元的环境补救责任，未计入预期的保险赔偿，不包括目前无法确定的潜在罚款和罚款。这一金额是我们对完全修复现场所需的应急反应、环境补救和清理活动的估计费用，并已以未贴现的方式记录。应计额是基于某些假设，例如补救工作的范围，这些工作可能会在未来期间加以修订，从而可能导致今后对这一应计额进行修改。因此，我们有可能产生超出应计金额的额外费用；然而，我们目前无法估计可能增加的费用的范围。

我们有适当的保险单，很可能大部分估计的环境补救费用将有资格在我们现有的保险范围内获得追回。我们已经记录了6.5亿美元的资产，这意味着预计将收回估计的环境补救费用。超出应计金额的费用将根据我们现有的保险单进行评估。我们预计补救活动将在一年内基本完成。

CER和FERC会议记录

2019年和2020年，某些Keystone客户向FERC和CER提出投诉。起诉书表明，Keystone提供的信息不足，无法支持其2020年和2021年的估计浮动费率，并对Keystone分别从2018年和2020年在FERC和CER收取的承诺费率的公平性和合理性提出质疑。

CER程序于2022年9月结束，CER于2022年12月发布了一项决定，导致对先前收取的3800万美元通行费进行一次性调整。2023年1月，Keystone向CER提交了审查和差异申请，质疑最初决定的正确性。

联邦司法审查委员会的听证会于2022年6月开始，8月结束，预计将于2023年初发布司法建议。

2019年公开赛

2022年4月，约有20,000桶/日的2019年公开赛长期合同商业化，

2022年9月再增加1万桶/日。

内切斯港

连接Keystone管道系统和Motiva港口Neches码头的Port Neches连接管道系统的建设接近完成，可通往Motiva的630,000桶/日炼油厂以及其他下游基础设施，预计将于2023年第一季度投入使用。

Keystone XL

2022年9月，国际投资争端解决中心正式成立了一个法庭，审理我们根据北美自由贸易协定提出的仲裁请求，我们正在寻求追回因Keystone XL管道项目总统许可证被吊销而造成的超过150亿美元的经济损失。这一说法还处于早期阶段，时间和结果目前尚不清楚。

2022年开展的Keystone XL终止活动，包括资产处置和保存，将持续到2023年。我们将继续与监管机构、利益相关者和土著团体协调，以履行我们的环境和监管承诺。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益/(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1 Liquid的营销结果之前是单独披露的，但几乎完全与Keystone管道系统的营销活动有关。在2022年和比较时期，液体营销结果已在Keystone管道系统中重新分类。

2艾伯塔省内的管道包括大急流、白云杉和北方快递。2021年11月，我们出售了在北方快递剩余的15%权益。

与2021年相比，2022年液体管道分段收益增加了27亿美元，与2020年相比减少了30亿美元，并包括了以下特定项目，这些项目已从我们的可比息税前利润计算中剔除：

·2021年确认了28亿美元的税前资产减值费用，这与2021年1月总统许可证被吊销后Keystone XL管道项目和相关项目的终止有关，扣除了预期的合同回收和其他合同和法律义务

·2022年税前调整1.18亿美元，计入2021年Keystone XL资产减值费用和其他费用，原因是出售Keystone XL项目资产的收益以及与终止活动有关的合同和法律债务估计数的减少

·2700万美元的税前费用，原因是CER于2022年12月就与2021年和2020年反映的金额有关的通行费投诉作出决定

·2022年与保存和储存Keystone XL管道项目资产有关的税前保存和其他费用2500万美元(2021-4300万美元)，这些资产不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计

·2021年的税前收益为1300万美元，与出售北方快递剩余的15%权益有关

·与我们的液体营销业务相关的衍生品公允价值变化带来的未实现损益。

与2021年相比，2022年美元走强对我们美国业务的加元等值分段收益产生了积极影响，而与2020年相比，2021年美元走弱对我们美国业务的加元等值分段收益产生了负面影响。

与2021年相比，2022年液体管道的可比EBITDA减少了1.6亿美元，主要是由于以下净影响：

·Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分费率和流量较低，部分抵消了2019年开放季节较高的长途合同量和约20,000桶/日的长期合同，这些合同于2022年4月商业化，2022年9月又增加了10,000桶/日

·由于利润率和销量下降，2022年液体营销收入比2021年有所下降

·CER就2022年开具发票金额的通行费相关投诉作出的裁决。

与2020年相比，2021年液体管道的可比EBITDA减少了1.74亿美元，主要是由于以下净影响：

·Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸段流量较低，利润率较低

·液体销售活动的贡献增加，主要归因于利润率和销量的提高。

折旧及摊销

与2021年相比，2022年的折旧和摊销增加了1100万美元，这主要是由于美元走强。与2020年相比，2021年的折旧和摊销减少了1400万美元，这主要是由于美元走弱。

展望

可比EBITDA

预计2023年Keystone管道系统的可比EBITDA将略低于2022年，包括液体营销，这是由于Milepost 14事件导致的降幅以及Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分利润率持续下降；然而，我们预计能够继续履行我们的Keystone管道系统合同承诺。

资本支出

2022年，我们总共花费了1亿美元，主要与美国墨西哥湾沿岸的资本项目和我们的运营管道有关，预计2023年将花费约1亿美元。

商业风险

以下是我们的液体管道业务特有的风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险以及我们的风险管理方法。

运营

安全可靠地运营我们的液体管道，同时优化可用容量，是我们业务成功的重要驱动力。我们管道运营的中断可能会影响我们的吞吐能力，并导致我们无法履行合同规定的产量义务，无法捕捉现货产量机会。我们使用基于环境风险的预防性维护计划、有效的资本投资和高技能的劳动力来管理这些风险和对当地社区可能产生的影响。我们利用在线内部检测设备定期监控我们的管道，并在必要时进行维修和预防性维护。

监管和政府

加拿大和美国监管机构的决定可能会对我们的液体管道的设计、施工、运营和财务表现产生重大影响。政府政策的转变可能会影响我们业务增长的能力。公众对原油开发和生产的意见，也可能对监管程序产生不利影响。与此同时，也有个人和特殊利益集团通过游说反对建造和运营液体管道来表达对石油能源使用的反对。环境要求的改变或对当前监管程序的修订可能会对我们的液体管道获得批准的时间或能力产生不利影响。我们通过持续监测监管和政府政策发展以确定它们对我们液体管道业务的可能影响，将情景分析纳入我们的战略前景，并在我们资产的开发和运营中与我们的利益相关者密切合作，从而管理这些风险。

原油供需情况及管道运力

对成品油需求的下降可能会对原油生产商的产品价格产生不利影响。长期而言，原油价格下跌可能导致产油国削减对进一步开发原油供应的投资。根据严重程度的不同，这些因素可能会对扩大我们液体管道基础设施的机会产生负面影响，从长远来看，随着当前协议的到期，我们可能会重新与客户签订合同。

竞争

随着我们继续发展我们在北美液体运输市场的竞争地位，以连接北美主要产区和需求市场之间日益增长的原油供应，我们面临着来自其他中游公司的竞争，这些公司也寻求将原油运输到相同的市场。我们的成功取决于我们是否有能力以具有市场竞争力的条款提供和签订运输服务合同。

液体营销

我们的液体营销业务为客户提供各种原油营销服务，包括运输、储存和物流，主要通过购买和销售实物原油。不断变化的市场状况可能会对基本产能合同的价值和实现的利润率产生不利影响。能够输送到相同地区的替代管道系统的可用性也会影响合同价值。液体营销业务遵守我们的风险管理政策，这些政策在其他信息-企业风险管理部分中有描述。

不断变化的政治趋势和ESG要求

北美各国政府正在改变他们的环境标准，并将气候目标定位为关键优先事项。与此同时，随着投资者要求更多的ESG承诺，商业环境也在迅速演变。虽然将支持从我们的传统服务转移出去的政策存在下行风险，但也有机会减少温室气体排放，并为TC Energy产生相关的可再生能源和碳信用。许多石油生产国已经设定了温室气体净减排目标，整个北美正在开展重大工作，以促进碳捕获、利用和封存机会，以帮助实现这些目标。

电力和能源解决方案

前面介绍的电源和存储部分已更名为电源和能源解决方案。这项业务包括发电、不受监管的天然气存储资产以及减少我们排放足迹的新技术，此外，它还是我们客户和其他也在寻找低碳解决方案的行业的合作伙伴。

我们的电力和能源解决方案业务包括位于艾伯塔省、安大略省、魁北克省和新不伦瑞克省的约4,300兆瓦发电能力，使用天然气和核燃料来源，通常由长期合同支持。此外，我们还在美国和加拿大从风能和太阳能设施获得了600兆瓦和416兆瓦的PPA。我们继续在加拿大和美国寻求发电资产和PPA机会。

我们还在艾伯塔省拥有和运营约118 Bcf的非监管天然气储存能力。

战略

我们的战略是利用我们的竞争足迹作为一个平台来发展我们的电力和能源解决方案业务，并增强我们资产的生命周期和可靠性，所有这些都是由内部和外部客户需求驱动的。从长远来看，我们认为，随着能源转型的展开，对可靠资源供应的需求将越来越大。我们可以通过寻找零碳增长机会、新技术和市场，同时对现有资产进行脱碳，在能源转型中发挥至关重要的作用。

最近的亮点

·进一步推进布鲁斯电力寿命延长计划，IESO核实了3号机组MCR计划的最终成本和计划持续时间估计。因此，3号机组的MCR计划于2023年第一季度开始，预计于2026年完成。6号机组MCR项目正在按预算和时间表进行，预计将于2023年第四季度完成

·通过PPA从美国的风能和太阳能设施获得约600兆瓦的电力。

·开始建设Saddlebrook太阳能项目，其中包括81兆瓦的太阳能发电

·宣布了一项评估艾伯塔省克罗斯菲尔德氢气生产中心的计划。

电力和能源解决方案资产目前的净发电能力为4,339兆瓦，我们运营着除Bruce Power以外的所有设施。

1我们在发电能力中的份额。

了解我们的电力和能源解决方案业务

加拿大电力

加拿大发电与营销

我们拥有或有权在加拿大拥有约1,200兆瓦的电力供应，但不包括我们在Bruce Power的投资。在艾伯塔省，我们拥有四个天然气热电联产设施，并正在建设一个太阳能项目。我们实行有纪律的经营战略，以实现收入最大化。我们的营销团队出售未承诺的电力，同时也买卖电力和天然气，以实现收益最大化。为了减少与非合同电力相关的商品价格风险，我们在可接受的合同条款可用时在远期销售市场出售一部分产量，其余部分保留在现货市场或根据短期远期安排销售。这一战略的目标是保持充足的电力供应，以履行我们的销售义务，如果我们发生意外的工厂停电，并使我们能够抓住机会，在现货价格高的时期增加收益。我们加拿大东部的两个天然气热电联产资产--Béancour和Grandview--已完全签约。

布鲁斯·鲍尔

Bruce Power是一家位于安大略省蒂弗顿附近的核能发电设施，由八台核电机组组成，总装机容量约为6,550兆瓦。Bruce Power从OPG租赁设施，没有乏燃料风险，并将在租约结束时将设施归还OPG退役。我们持有Bruce Power 48.3%的所有权权益。

Bruce Power的结果将出现波动，主要原因是MCR计划的机组离线，以及计划内和计划外维护中断的频率、范围和持续时间。

通过与IESO的一项长期协议，Bruce Power已经开始进行一系列递增的寿命延长投资，以将该设施的运营寿命延长到2064年。这项协议是对早先协议的延伸和实质性修订，该协议导致翻新了厂址的1号和2号机组。根据于2016年1月生效的修订协议，布鲁斯电力公司开始投资于3号至8号机组的延长寿命活动，以支持长期翻新计划。对资产管理方案的投资旨在使六个单元中的每个单元的短期寿命延长到计划中的重大整修停电及以后。资产管理计划包括一次性整修或更换不在MCR计划范围内的系统、结构或组件，该计划侧重于实际更换关键的、寿命有限的反应堆组件。MCR计划旨在为六台机组中的每台机组增加30年的运行寿命。

6号机组MCR是六个单元MCR寿命延长计划中的第一个。此次停电始于2020年1月，目前正在进入安装阶段的最后部分，目前仍在按时和按预算进行，预计将于2023年第四季度恢复服务。MCR计划中的第二个单元是第3单元，最终的成本和计划持续时间估计在2022年3月得到了IESO的验证。第三号机组MCR计划于2023年第一季度开工，预计2026年完工。MCR方案的第三个单元是第4单元。第4单元MCR定义阶段已于2022年6月完成，目前正处于准备阶段。第4号机组MCR的初步估计基础(包括初步费用和计划持续时间估计)已于2022年第四季度提交给IESO，最后提交后将于2023年第四季度提交FID。对其余三个单位MCR项目的投资预计将持续到2033年。未来的MCR投资将取决于每个机组的离散决定，并为Bruce Power和IESO提供特定的出口坡道。

除了MCR寿命延长计划，布鲁斯电力公司的2030项目的目标是到2033年实现现场峰值发电量7000兆瓦，以支持气候变化目标和未来的清洁能源需求。2030项目将专注于持续的资产优化、创新和利用新技术，其中可能包括与存储和其他形式的能源的整合，以增加场地的峰值产出。项目2030分三个阶段安排，前两个阶段已完全获准实施。第一阶段于2019年开始，预计将增加150兆瓦的产量，第二阶段于2022年初开始，目标是再增加200兆瓦的产量。

作为延长寿命和翻新协议的一部分，Bruce Power收到所有机组的统一合同价格，其中包括燃料和租赁费用回收等某些直通项目。该合同还规定，如果IESO要求减少Bruce Power的发电量，以平衡电力供需和/或管理安大略省电网的其他运营条件，则支付费用。减少的金额被视为发电量，布鲁斯·鲍尔将获得合同价格。布鲁斯电力公司的合同价格在2022年4月1日根据合同条款提高，反映了根据3号机组MCR计划和2022年至2027年资产管理计划投资的资本，以及正常的年度通胀调整。

合同价格取决于布鲁斯电力公司在资产管理和MCR计划下投资的资本的回报和调整，以及各种其他价格调整，以使收入和成本在长期内更好地匹配。作为修订协议的一部分，Bruce Power还被要求与IESO分享运营成本效率，以实现比计划更好的业绩。这些效率每三年审查一次，并在随后的三年期间按月支付。截至2022年12月31日，没有为2022年至2024年期间提供业务成本效益，也没有为2019年至2021年期间实现业务效率。

Bruce Power是钴-60的全球供应商，钴-60是一种医用同位素，用于医疗设备的消毒和治疗某些类型的癌症。钴-60是在布鲁斯电力公司发电期间生产的，在某些计划中的维护中断期间收获，并用于治疗脑瘤和乳腺癌。此外，Bruce Power继续推进一个项目，以扩大其反应堆的同位素生产，重点是Lu-177，这是另一种用于治疗前列腺癌和神经内分泌肿瘤的医用同位素。该项目是与总部设在加拿大的核医学伙伴关系和Saugeen Ojibway Nation进行的，Bruce Power设施位于Saugeen Ojibway Nation的传统领土上。

购电协议-加拿大

我们已经在艾伯塔省获得了416兆瓦的风能和太阳能发电PPA以及相关的环境属性。这些PPA使我们能够增加收入，同时也有助于降低我们的温室气体排放强度，并使我们能够向客户提供可再生电力产品。

美国的实力

我们在美国的电力和排放商业交易和营销业务为我们的客户提供各种实物和金融产品，以谨慎的方法进行风险管理，并专注于财务纪律、合规和运营卓越。

购电协议-美国

我们已经在美国获得了大约600兆瓦的风能和太阳能发电PPA以及相关的环境属性。这些PPA使我们能够产生增量收入，同时也有助于降低我们的运营温室气体强度，使我们能够向我们的客户提供可再生电力产品。

其他能源解决方案

我们的愿景是成为今天和未来北美首屈一指的能源基础设施公司。这一未来包括拥抱正在进行的能源转型，并为低碳能源世界做出贡献。随着能源转型的不断发展，我们认识到，除了成为我们的客户和其他也在寻找低碳解决方案的行业的合作伙伴外，我们还面临着减少排放足迹的重大机遇。目前，还不确定能源结构将如何演变，以什么速度发展。我们继续观察到对现有天然气、原油和电力来源的依赖，目前我们为客户提供服务。

我们的目标是五个重点领域，以降低我们业务的排放强度，同时抓住满足未来能源需求的增长机会：

·使我们现有的系统和资产现代化

·降低我们的能源消耗

·推动数字解决方案和技术

·利用碳信用和补偿

·投资低碳能源和可再生能源等基础设施，以及新兴燃料和技术。

加拿大天然气储存库

我们在艾伯塔省拥有和运营118 Bcf的非监管天然气储存能力。这项业务独立于我们受监管的天然气传输和美国存储业务运营。

我们的加拿大天然气储存业务有助于平衡季节性和短期供需，同时也增加了向艾伯塔省和北美其他地区市场输送天然气的灵活性。市场波动创造了套利机会，我们的天然气储存设施也使我们和我们的客户能够从短期价格变动中获取价值。天然气储存业务受到天然气季节性价差变化的影响，而季节性天然气价差通常是由传统的夏季注入和冬季开采季节天然气价格的差异决定的。此外，该业务可能会受到艾伯塔省管道限制的影响，这些限制限制了捕捉差价的能力。

我们的天然气储存业务与第三方签订合同，通常是艾伯塔省和相互关联的天然气市场的参与者，以固定费用提供短期、中期和/或长期的天然气储存服务。

我们还签订了专有天然气储存交易，其中包括远期购买我们自己的天然气注入储气库，并同时远期销售天然气以供稍后提取，通常是在冬季开采季节。通过背靠背匹配采购量和销售量，我们锁定了未来的正利润率，有效地消除了我们在这些交易中受到天然气价格变化的影响。

艾伯塔省碳网

ACG是世界领先的碳运输和封存解决方案，旨在服务于多个客户、行业和部门。作为Pembina和TC Energy的合作伙伴，ACG专注于通过利用两家公司的集体技能、经验以及广泛的管道基础设施和通行权网络，在艾伯塔省提供二氧化碳运输和封存解决方案。

ACG正在探索可能在全省范围内开发几个ACG枢纽的选择，这些枢纽将被设计成独立、安全和经济高效地从多个行业的客户那里收集和储存二氧化碳。长期愿景是每年通过艾伯塔省的几个枢纽运输和储存多达2000万吨二氧化碳。

ACG是彭比纳和TC Energy致力于能源多样化、行业合作和低碳未来的一部分，有利于环境和艾伯塔省的经济。

重大事件

布鲁斯延长功率寿命

2022年3月7日，IESO核实了Bruce Power于2021年12月提交的3号机组MCR计划的最终成本和计划持续时间估计。3号机组MCR计划于2023年3月开始，预计2026年完成。

布鲁斯电力公司的合同价格在2022年4月1日根据合同条款提高，反映了根据3号机组MCR计划和2022年至2024年资产管理计划投资的资本，以及正常的年度通胀调整。

4号机组是Bruce Power MCR计划的第三个机组，于2022年6月完成了定义阶段，目前正处于FID的准备阶段，预计将于2023年第四季度进行。已于2022年第四季度向IESO提交了初步估计数(包括初步费用和计划持续时间估计数)。

可再生能源合同和/或投资机会

我们正在寻找风能、太阳能和储能项目的潜在合同和/或投资机会，以满足Keystone管道系统美国部分的电力需求，并向接近我们走廊内需求的工业和石油和天然气行业供应可再生能源产品和服务。到目前为止，我们已经敲定了大约600兆瓦的风能和太阳能项目合同。

萨德布鲁克太阳能项目

2022年10月4日，我们宣布，我们已经开始了位于艾伯塔省奥尔德赛德附近的81兆瓦Saddlebrook太阳能项目的建设前活动。预计资本成本为1.46亿美元，该项目由艾伯塔省减排1000万美元提供部分支持。建设预计将于2023年完成。

其他能源解决方案

氢气轮毂

作为我们与尼古拉联合开发计划的一部分，2022年4月26日，我们宣布了一项计划，评估位于艾伯塔省克罗斯菲尔德140英亩的氢气生产中心，我们目前在那里运营我们的天然气储存设施。我们重要的管道、存储和电能实业可能会被用来降低成本，加快这些枢纽的开发速度。这可能包括探索整合管道资产，以便能够通过管道分配和储存氢气，和/或将二氧化碳输送到永久封存地点，以实现制氢过程的脱碳。我们预计FID将于2024年推出，这取决于惯例的监管批准。

艾伯塔省碳网

2021年6月，我们宣布与彭比纳管道公司合作，共同开发一个世界级的碳运输和封存系统，全面建成后，预计每年将能够运输2000多万吨二氧化碳。2022年10月18日，ACG宣布已与艾伯塔省政府达成碳封存评估协议，以进一步评估艾伯塔省安全储存工业排放碳的最大AOI之一。该协议将使ACG能够继续评估其AOI的适宜性，并进入该省CCUS进程的下一阶段，以向客户、土著社区、利益相关者和艾伯塔省政府提供对该项目碳储存能力的信心。ACG正在探索可能利用现有基础设施和通行权将艾伯塔省工业心脏地带排放地区与关键封存地点连接起来的选择。

林奇堡可再生燃料

2022年10月17日，我们宣布投资2900万美元，获得林奇堡可再生燃料项目30%的所有权权益，该项目是由3Rivers Energy Partners，LLC在田纳西州林奇堡开发的RNG生产设施。除了我们的所有权权益，我们还将销售该设施一旦投入使用所产生的所有RNG和环境属性，我们预计将于2024年投入使用。我们还可以选择与3Rivers Energy Partners，LLC共同开发未来的RNG项目。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1包括我们从Bruce Power获得的股权收入份额。

2包括我们的安大略省天然气发电厂，直到2020年4月出售。

与2021年相比，2022年电力和能源解决方案部门收益增加了2.05亿美元，与2020年相比增加了4.47亿美元，并包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比息税前利润和可比收益计算中剔除：

·2021年从IESO收回与2020年4月出售的安大略省天然气发电厂相关的1700万美元税前成本(2020年税前亏损4.14亿美元)

·我们在Bruce Power投资于退休后福利和风险管理活动的资金上的未实现收益和亏损的比例份额

·用于减少大宗商品风险敞口的衍生品公允价值变动带来的未实现损益。

与2021年相比，2022年电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了2.38亿美元，主要原因是：

·Bruce Power的积极贡献主要是由于更高的合同价格

·加拿大电力收益增加，主要是由于实现的电价提高

·天然气储存量增加，以及2022年艾伯塔省天然气储存量价差增加带来的其他结果。

与2020年相比，2021年电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了100万美元，主要是由于以下净影响：

·加拿大电力收益增加，主要是因为2021年实现了更高的利润率，交易活动的贡献，以及我们的麦凯河热电设施在2020年5月恢复服务后的全年收益，但被2020年4月出售安大略省天然气发电厂所抵消

·布鲁斯电力公司缴费减少，原因是运营费用增加，计划停电天数增加导致发电量减少，但部分被更高的实现价格所抵消。下面提供了有关Bruce Power的其他财务和运营信息

·由于整个部门的业务开发成本增加，天然气存储和其他收益减少，但2021年艾伯塔省实现的天然气存储价差增加部分抵消了这一影响。

折旧及摊销

由于2022年的某些调整，2022年的折旧和摊销比2021年减少了600万美元。2021年折旧比2020年增加1,100万美元，主要是由于2020年11月收购剩余50%所有权权益后TC涡轮机的增量折旧以及2020年的其他调整。

布鲁斯·鲍尔的成绩

布鲁斯·鲍尔的业绩反映了我们的比例份额。可比EBITDA和可比EBIT是非GAAP衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。以下是我们在可比EBITDA和可比EBIT组成部分中的比例份额。

1Net记录的金额，以反映与IESO分享的运营成本效益。

2代表我们48.3%的所有权权益和内部成本，支持我们对Bruce Power的投资。不包括为退休后福利和风险管理活动投资的资金的未实现损益。

3工厂可用于发电的时间百分比，无论其是否在运行。

4不包括6号机组MCR停运天数。

5销售量包括被视为发电量。

6按实际代数和假定代数计算。每千瓦时已实现电价包括合同活动和成本流转项目的已实现损益。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。

从2020年1月开始的6号机组MCR停运，目前正处于安装阶段。除6号和8号机组外，所有机组的计划维护工作已于2022年完成。2021年，1号和3号机组的计划维护已完成，7号机组的停电于第四季度开始。2020年，3号、4号、5号和8号机组完成了计划检修。

展望

可比EBITDA

电力和能源解决方案2023年的可比EBITDA预计将与2022年保持一致，前提是艾伯塔省2022年的电价将持续到2023年。我们预计，由于3号机组MCR计划合同价格上涨和非MCR计划停电天数减少的全年影响，Bruce Power在2023年的股权收入将高于2022年，但部分被更多的MCR停电天数所抵消。2023年的计划维护目前计划于2023年第二季度在4号机组开始，在8号机组于2023年下半年开始。不包括3号机组和6号机组MCR计划，2023年工厂的平均可用性百分比预计将在低至90%的范围内。

资本支出

我们在2022年为Bruce Power的寿命延长计划、Saddlebrook Solar Project的建设和整个部门的其他维护资本项目投资了9亿美元，预计2023年将投资约10亿美元。

商业风险

以下是我们的电力和能源解决方案业务特有的风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险。电力和能源解决方案营销业务遵守我们的风险管理政策，这些政策在其他信息-企业风险管理部分进行了描述。

波动的电力和天然气市场价格

我们电力运营中使用的大部分实物发电和燃料目前都受到大宗商品价格波动的影响。通过长期合同和对冲活动，包括远期市场的销售和购买力以及天然气，这些风险敞口得到了部分缓解。当合同到期时，新合同将按现行市场价格签订。

我们加拿大东部的两项天然气资产已完全签约，不会受到现货电力和天然气价格波动的实质性影响。随着这些资产的合同到期，我们是否能够以类似的条款重新签订合同，并可能面临未来的大宗商品风险敞口，目前还不确定。

我们的天然气储存业务受到季节性天然气价差波动的影响，这通常是由传统的夏季注入和冬季开采季节天然气价格的差异决定的。此外，该业务可能会受到艾伯塔省管道限制的影响，这些限制限制了捕捉差价的能力。

工厂供货情况

运营我们的工厂以确保安全可靠地提供服务，以及优化和维护这些服务的可用性，对于我们的电力和能源解决方案业务的持续成功至关重要。我们发电厂的意外停电或延长的计划停电可能会增加维护成本，并降低工厂产量、收入和利润率。我们还可能不得不在现货市场上购买电力或天然气，以履行我们的交货义务。我们通过投资于一支高技能的劳动力队伍、谨慎运营、运行全面的基于风险的预防性维护计划以及进行有效的资本投资来管理这一风险。

监管

我们在加拿大和美国的监管和放松监管的电力市场运营。这些市场受到联邦、省和州的各种法规的约束。随着电力市场的发展，监管机构有可能实施新的规则，这些规则可能会对我们作为电力生产商和营销商产生负面影响。这些变化的形式可能是市场规则或市场设计的改变、监管机构对市场规则的解释和应用的改变、价格上限、排放控制、排放成本、对发电机的成本分配以及其他国家为建立过剩发电而采取的市场外行动，所有这些都可能对电价产生负面影响。此外，我们的发展项目依赖于一个有序的许可进程，该进程的任何中断都可能对项目时间表和成本产生负面影响。我们积极参与正式和非正式的监管程序，并在必要时采取法律行动。

合规性

市场规则、法规和运营标准适用于我们的电力业务，其基础是电力业务所在的司法管辖区。我们的交易和营销活动可能受到公平竞争和市场行为要求以及适用于放松管制市场中的实物和金融交易的特定规则的约束。同样，我们的发电机可能受到与维护活动、发电机可用性以及电力和电力相关产品的交付有关的特定操作和技术标准的约束。虽然我们已作出重大努力以确保我们遵守所有适用的法定要求，但偶尔会出现一些情况，包括不可预见的操作挑战、规则不清晰以及监管机构和市场监管机构对要求的模糊和不可预测的应用，并造成合规风险。被认为违反这些要求的行为可能会导致强制缓解活动、罚款、施加操作限制，甚至起诉。

天气

气温和天气的重大变化，包括气候变化的潜在影响，对我们的业务有许多影响，从对需求、可获得性和大宗商品价格的影响，到效率和产出能力。极端温度和天气会影响市场对电力和天然气的需求，并可能导致价格大幅波动，如果需求高于供应，还会限制天然气和电力的供应。气温的季节性变化会降低天然气发电厂的效率和产量。

竞争

我们面临着影响我们现有资产和增长前景的各种竞争力量。例如，随着时间的推移，我们现有的发电厂将与新的发电能力竞争。新的电力供应可能有几种形式，包括采用更高效的发电技术的电力供应，或者来自区域电力传输互联的额外电力供应。我们还面临着来自加拿大和美国其他电力公司的竞争，以及绿地发电厂的开发。传统和非传统参与者正在进入北美日益增长的低碳经济，因此，我们在构建具有能源和金融选择的低碳平台方面面临竞争，以提供客户驱动的能源过渡解决方案。

执行和资本成本

我们在开发发电基础设施的基础上做出了大量的资本承诺，因为我们假设这些资产将带来诱人的投资回报。虽然我们仔细考虑我们的资本项目的范围和预期成本，但我们面临执行和资本成本超支的风险，这可能会影响我们在这些项目上的回报。我们通过实施全面的项目治理和监督程序，以及通过与信誉良好的交易对手制定工程、采购和建筑合同的结构来减轻这一风险。

公司

重大事件

墨西哥税务审计

2019年，墨西哥税务机关税务总局(SAT)完成了对我们在墨西哥的一家子公司2013年纳税申报单的审计。审计的结果是，纳税评估拒绝扣除所有利息支出，以及评估总额不到100万美元的附加税、罚款和财务费用。我们不同意这一评估，并开始提起诉讼对其提出质疑。2022年1月，我们收到了税务法院对2013年纳税申报单的裁决，该裁决支持SAT评估。从2021年9月到2022年2月，SAT发布了2014至2017纳税年度的评估，拒绝扣除所有利息支出，并评估了利息的增量预扣税。这些评估总额约为4.9亿美元，包括所得税和预扣税、利息、罚款和其他财务费用。

2022年，我们与SAT就2013至2021纳税年度的所有上述事项达成和解，并记录了1.53亿美元的所得税支出(包括预扣税、利息、罚款和其他财务费用)。

股利再投资和购股计划

为了谨慎地为我们的增长计划提供资金，其中包括NGTL系统上增加的项目成本，以及我们在2022年7月向Coastal GasLink LP提供19亿美元股本贡献的义务之后，我们恢复了从我们的DRP项下以2%的折扣从国库发行普通股，从2022年7月27日宣布的股息开始。就2022年宣布的股息而言，普通股股东的参与率约为33%，导致根据该计划将6.07亿美元再投资于普通股权益。折扣后的DRP预计将通过截至2023年6月30日的季度的股息声明到位。

通过公开发行发行的普通股

2022年8月10日，我们以每股63.50美元的价格发行了2840万股普通股，总收益约为18亿美元。此次发行所得直接或间接与其他融资来源和手头现金一起用于支付与东南门户管道建设相关的成本。

资产剥离计划

2022年末，我们宣布了一项50多亿美元的资产剥离计划，其中将包括出售资产，并可能包括部分货币化某些资产。

这项资产剥离计划的目标是加速我们的去杠杆化，执行我们巨大的机会集，并为高价值增长机会提供自筹资金的来源。我们相信，执行这些措施将加强我们的资产负债表，以确保我们保持竞争力，利用未来的机会。有关更多信息，请参阅财务状况部分。

财务业绩

以下是可比EBITDA和EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与公司分段收益/(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1在综合损益表中列报股权投资收入。

2022年公司分段收益为800万美元，比2021年4600万美元的分段亏损增加了5400万美元。2021年企业分段亏损4600万美元，比2020年7000万美元的分段收益增加了1.16亿美元。

公司分段收益/(亏损)包括我们从合作伙伴向Sur de Texas合资企业提供的比索计价附属公司间贷款的比例份额的外汇收益，直到2022年3月15日比索计价的附属公司间贷款在到期时得到全额偿还。这些汇兑收益计入公司部门股权投资的收入，并未计入我们计算的可比EBITDA和EBIT，因为它们已完全被计入外汇(亏损)/收益、净额的关联公司间应收贷款的相应汇兑损失所抵消。有关我们以比索计价的附属公司间贷款的其他信息，请参阅其他信息关联方交易部分。

2021年的企业分段亏损包括2021年提供的VRP的税前成本6300万美元。

2022年企业的可比EBITDA和EBIT与2021年一致，2021年比2020年减少800万美元，主要是由于2020年记录的美国资本税调整。

其他损益表项目

利息支出

2022年的利息支出比2021年增加了2.28亿美元，2021年比2020年增加了1.32亿美元。2021年的利息支出包括与Keystone XL管道项目总统许可证被吊销后期间的Keystone XL项目级信贷安排有关的600万美元。这已从我们计算的计入可比收益的利息支出中剔除。

与2021年相比，2022年计入可比收益的利息支出增加了2.34亿美元，主要是由于以下净影响：

·提高短期借款水平的利率

·长期债务和次级票据发行，扣除到期日。有关长期债务和次级票据的其他信息，请参阅财务状况部分

·美元走强对以美元计价的利息支出换算的外汇影响。

与2020年相比，2021年计入可比收益的利息支出增加了1.26亿美元，主要是由于以下净影响：

·资本化权益减少，原因是Keystone XL管道项目在2021年1月总统许可证被撤销后停止，我们的Coastal GasLink投资在2020年出售Coastal GasLink LP 65%的权益后改为股权会计，以及纳帕尼发电厂于2020年完工

·美元走弱对美元计价利息支出换算的外汇影响

·降低短期借款水平的利率

·长期债务和次级票据发行，扣除到期日。

施工期间使用的资金拨备

与2021年相比，2022年AFUDC增加了1.02亿美元。以加元计价的AFUDC的增加主要与NGTL系统的资本支出增加有关。以美元计价的AFUDC的增加是由于AFUDC在与CFE签订新的TSA后重新启动了TGNH在建资产，以及东南门户管道项目的资本支出，但被资本支出减少和美国天然气管道项目投入使用的影响部分抵消。有关东南门户管道项目的更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

与2020年相比，AFUDC在2021年减少了8200万美元。以加元计价的AFUDC的增加主要是由于在建的NGTL系统扩建项目余额较高。以美元计价的AFUDC的减少主要是由于暂停记录雷耶斯别墅项目和哥伦比亚天然气BXP项目的AFUDC，这两个项目于2021年1月投入使用，部分被我们美国天然气管道项目资本支出增加的影响所抵消。

汇兑(亏损)/收益，净额

2022年外汇损失为1.85亿美元，而2021年和2020年的外汇收益分别为1000万美元和2800万美元。以下具体项目已从我们的外汇(损失)/收益计算中删除，净额包括在可比收益中：

·从Sur de Texas合资企业应收的比索计价子公司间贷款的汇兑损失，直至2022年3月15日，到期时得到全额偿还

·用于管理外汇风险的衍生品的公允价值变化带来的未实现亏损和收益。有关其他信息，请参阅其他信息--金融风险和金融工具部分。

我们从其合作伙伴向Sur de Texas合资企业提供的比索计价关联公司间贷款的相应外汇收益和利息支出的比例份额分别反映在公司和墨西哥天然气管道部门的股权投资收入中。这些附属公司间贷款的汇兑损失从可比收益中剔除。作为与Sur de Texas合资企业再融资活动的一部分，2022年3月15日，上面讨论的比索计价的子公司间贷款被相当于12亿美元(9.38亿美元)的新的美元计价的子公司间贷款所取代。2022年7月29日，这笔以美元计价的附属公司间贷款得到全额偿还，并被以美元计价的第三方融资取代。以比索计价和以美元计价的附属公司间贷款的利息收入和利息支出均计入可比收益，所有金额相互抵消，对综合净收入没有影响。有关附加信息，请参阅与其它信息相关的交易方事务处理。

汇兑损失800万美元计入2022年的可比收益，而2021年的汇兑收益为2.54亿美元，这一变化主要是由于以下净影响：

·2022年净已实现亏损与2021年净已实现收益相比，衍生品用于管理我们对美元计价收入的汇率波动的净敞口

·2022年汇兑损失与2021年比索计价货币净负债重估收益相比

·与2021年相比，2022年用于管理我们在墨西哥的净负债敞口的衍生品实现了更高的收益，这些净负债产生了汇兑损益。

2021年的可比收益包括2.54亿美元的外汇收益，而2020年的外汇损失为1200万美元。2021年的已实现收益与2020年的已实现亏损相比，与衍生品有关，这些衍生品用于管理我们对美元计价收入的汇率波动的净敞口。

利息收入及其他

与2021年相比，2022年的利息收入和其他收入减少了4400万美元，这是因为2022年3月15日对从Sur de Texas合资企业应收的附属公司间贷款进行了再融资，并随后于2022年7月29日偿还了贷款。与2020年相比，2021年计入可比收益的利息收入和其他收入相对一致。

所得税费用

2022年所得税支出比2021年增加4.69亿美元，2021年比2020年减少7400万美元，并包括以下具体项目，这些项目已从我们计算的包括在可比收益中的所得税支出中删除，此外还包括本MD&A中其他地方引用的其他特定项目的一些所得税影响。

2022年的具体项目：

·4.05亿美元所得税退还，与我们在Coastal GasLink LP的股权投资减值有关，扣除某些未确认的未实现税收损失

·1.96亿美元，用于结清与我们在墨西哥的业务有关的前几年所得税评估。有关更多信息，请参阅公司重大事件部分

·1.23亿美元的所得税支出，作为Keystone XL资产减值费用的一部分，以及其他费用，其中包括与终止Keystone XL管道项目有关的9600万美元的美国最低税额。

2021年具体项目：

·Keystone XL管道项目资产减值费用和其他项目的所得税影响。

2020年的具体事项：

·所得税估值免税额2.99亿美元，主要与对递延税收资产的重新评估有关，由于我们于2020年3月31日决定继续进行Keystone XL管道项目，这些资产被认为更有可能实现

·1800万美元的所得税退还，与出售哥伦比亚中游公司某些资产的州所得税有关。

与2021年相比，2022年包括在可比收益中的所得税支出减少了1700万美元，这主要是由于流动所得税较低和外国税率差异较高，但部分被应纳税和其他各种估值津贴的较高收益所抵消。

与2020年相比，2021年包括在可比收益中的所得税支出增加了1.79亿美元，这主要是由于加拿大利率管制管道的流动所得税增加，应缴纳所得税的收入增加，以及墨西哥通胀调整的影响，但部分被较高的外国税率差异所抵消。

可归于非控股权益的净收入