trp-20221231_d2管理层关于财务报告内部控制的报告
本年度报告中包含的合并财务报表和管理层讨论与分析(MD&A)由TC能源公司(TC Energy或本公司)管理层负责，并已经公司董事会批准。合并财务报表是管理层根据美国公认会计原则(GAAP)编制的，其中包括基于估计和判断的数额。MD&A以公司的财务业绩为基础。报告将公司2022年的财务和运营业绩与2021年的财务和运营业绩进行了比较，并强调了2021年至2020年的重大变化。阅读MD&A时应结合合并财务报表和附注。本年度报告其他部分所载财务资料与综合财务报表一致。
管理层负责建立和维护对公司财务报告的充分内部控制。管理层设计并维护了财务报告的内部控制制度，包括履行其职责的内部审计方案。管理层认为，这些控制措施为财务记录的可靠性提供了合理保证，并为编制财务报表提供了适当的基础。财务报告的内部控制包括管理层向员工传达规范道德商业行为的政策。
在总裁、首席执行官和财务总监的参与下，管理层根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年)框架》对其财务报告内部控制的有效性进行了评估。管理层根据其评价得出结论，截至2022年12月31日，对财务报告的内部控制是有效的，以便为财务报告的可靠性和为外部报告目的编制财务报表提供合理保证。
董事会负责审核和批准合并财务报表和MD&A，确保管理层履行其在财务报告和内部控制方面的责任。董事会主要通过审计委员会履行这些职责，审计委员会由独立的非管理董事组成。审计委员会每年至少与管理层举行四次会议，并与内部和外部审计师举行独立会议，并作为一个小组根据审计委员会章程(载于年度资料表格)的条款审查任何重要的会计、内部控制和审计事项。审计委员会的职责包括监督管理层履行其财务报告责任的表现，并在年度报告(包括综合财务报表和MD&A)提交董事会批准之前审查这些文件。内部和独立的外部审计员无需事先获得管理层批准即可与审计委员会接触。
审计委员会批准独立外聘审计师的聘用条款，并审查年度审计计划、审计师报告和审计结果。它还向董事会建议由股东任命的外部审计师事务所。
股东已委任毕马威有限责任公司为独立外聘核数师，就综合财务报表是否根据公认会计原则在所有重大方面公平地反映本公司的综合财务状况、经营业绩及现金流量发表意见。毕马威会计师事务所的报告概述了其审查范围和对合并财务报表的意见，以及公司财务报告内部控制的有效性。
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弗朗索瓦·L·波利尔 总裁和 首席执行官 | | 乔尔·E·亨特 常务副-总裁和 首席财务官 |
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| 2023年2月13日 | | |
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
TC能源公司：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了TC Energy Corporation(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、现金流量表和权益表，以及相关附注(统称为综合财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们2023年2月13日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的本期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
可变利率模型下对Coastal Gaslink有限合伙企业控制权的评估
正如综合财务报表附注2、7、11、12及32所述，于2022年7月，本公司就其于Coastal GasLink Limited Partnership(Coastal GasLink LP)的投资订立经修订的项目协议(统称为2022年7月协议)，并承诺作出额外股本出资。这些修订和额外的股本贡献被确定为公司对Coastal GasLink LP的投资的可变利益实体(VIE)重新考虑事件。本公司对控制权进行了重新评估，并确定Coastal GasLink LP继续符合本公司持有可变权益的VIE的定义。重新评估进一步确定本公司并非Coastal Gaslink LP的主要受益人，因为本公司无权通过投票权或其他明示或默示的方式指导对Coastal Gaslink LP的经济表现产生最重大影响的活动。因此，该公司继续使用权益会计方法对其投资进行会计核算。截至2022年12月31日，该公司在Coastal GasLink LP的股权投资的账面价值为零，其与Coastal GasLink LP的投资相关的最大亏损风险为33亿美元。
我们确认，在复议事件发生后，根据VIE模式确定公司在Coastal GasLink LP的权益的主要受益人是一项重要的审计事项。评估2022年7月的协议，包括与Coastal GasLink LP有关的管理文件和合同安排的变化，是否将赋予公司实质性权力，指导Costal GasLink LP对其经济表现产生最重大影响的活动，由于2022年7月协议的复杂性，是否需要加大审计力度。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了内部控制的设计，并测试了与复议事件导致的控制重新评估相关的内部控制的操作有效性，包括确定主要受益者。此外，我们还执行了以下操作：
•询问管理层并查阅相关的内部材料和2022年7月的协议，以了解和评估复议事件的业务目的及其对风险的影响Coastal GasLink LP旨在创建并传递给其可变利益持有人以及Coastal GasLink LP的整体治理
•被评价管理层对以下方面的决定：
•对Coastal GasLink LP的经济表现影响最大的活动
•如何就最重要的活动以及作出决定的一方作出决定，包括公司在Coastal GasLink LP的经济利益是否提供了超出其声明权力的实际或有效权力
•本公司是否有实质权力指导Coastal GasLink LP对其经济表现有最重大影响的活动
通过对比相关的内部材料和2022年7月的协议，以及其他公开披露的信息。
评估公司因参与Coastal GasLink LP而造成的最大损失敞口
如综合财务报表附注7和32所述，截至2022年12月31日，由于公司与Coastal GasLink LP(VIE)的合作而产生的最大亏损风险为33亿美元。如附注2所述，本公司对亏损的最大风险是由于本公司在VIE中的可变权益而可能在未来期间通过净收入记录的最大亏损。根据2022年7月协议的条款，本公司有合同义务通过Coastal GasLink LP的额外股权出资(未来资金需求)，为完成Coastal GasLink管道的资本成本提供资金，估计为33亿美元(完成资本成本)，这取决于Coastal GasLink LP合作伙伴之间的任何最终成本分摊。本公司最大亏损风险的确定涉及完成资本成本的估计。
我们将评估公司因参与Coastal GasLink LP而造成的最大损失风险确定为一项重要的审计事项。要完成的资本成本估计涉及大量的审计工作、主观性和判断性。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了设计并测试了某些内部控制的操作有效性，这些内部控制与公司确定完成的资本成本估计和由此产生的最大亏损风险有关。此外，我们还执行了以下操作：
•评估要完成的资本成本估计数，用于确定公司的最大亏损风险，方法是：
•检查2022年7月与承包商达成的协议和文件
•通过与Coastal GasLink LP提供给合作伙伴的状态报告、治理委员会会议纪要和采访项目人员，了解管道建设项目活动的状况和相关风险
•根据2022年7月的协议，使用完成的资本成本估计和未来的资金需求，测试了公司因参与Coastal GasLink LP而导致的最大亏损敞口。
哥伦比亚报告单位的定性商誉减值指标
如合并财务报表附注2和附注14所述，截至2022年12月31日，哥伦比亚管道集团(哥伦比亚)报告部门的商誉余额为99.48亿美元。本公司每年或更频繁地评估商誉以进行减值测试，如果事件或环境变化表明报告单位的账面价值(包括商誉)可能减值。该公司进行了定性评估，以确定事件或环境变化是否表明哥伦比亚报告单位的商誉可能受到损害。该定性评估是在2022年12月31日进行的。
我们将哥伦比亚报告单位的商誉减值定性指标或定性因素的评估确定为一项关键审计事项。要评估这些定性因素对哥伦比亚报告单位公允价值的潜在影响，需要应用审计师的主观判断。定性因素包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、估值倍数和贴现率、成本因素、历史和预测财务结果以及哥伦比亚报告部门特有的事件，这些都需要更高程度的审计师判断来进行评估。这些定性因素可能会对公司的定性评估和需要进行商誉减值量化测试的可能性产生重大影响。此外，与这项评价相关的审计工作需要专门技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了与公司商誉减值评估过程相关的某些内部控制的设计和运行效果，包括与潜在质量因素评估相关的控制。我们根据我们对通过其他审计程序获得的事件特定变化的了解，评估了公司对哥伦比亚报告单位确定的特定事件变化的评估。我们从能源和公用事业行业的分析师报告中评估了与哥伦比亚报告部门相关的信息，包括全球能源消费预测和天然气产量预测，并将其与公司使用的地缘政治和市场考虑因素进行了比较。我们比较了哥伦比亚报告部门的当前估值倍数和贴现率、成本因素、历史和预测财务结果，包括新批准的增长项目的影响与上一时期进行的量化商誉减值测试中使用的假设。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将其与独立观察的可比资产最近的市场交易进行比较，并使用可比实体的公开市场数据，来评估公司对估值倍数的确定
•评估管理层在评估中使用的贴现率，方法是将其与使用可比实体的公开市场数据独立开发的贴现率范围进行比较。
ANR报告单位的商誉估值
如合并财务报表附注2和附注14所述，截至2022年12月31日，美国自然资源(ANR)报告单位的商誉余额为26.34亿美元。本公司每年或更频繁地评估商誉以进行减值测试，如果事件或环境变化表明报告单位的账面价值(包括商誉)可能减值。本公司可选择首先评估定性因素，以决定是否需要进行商誉减值量化评估。关于ANR报告单位，本公司选择在截至2016年12月31日的前一次测试经过一段时间后，于2022年原则上进行ANR结算后，于2022年12月31日直接进行定量商誉减值测试。量化商誉减值评估涉及确定报告单位的公允价值，并将该价值与报告单位的账面价值(包括商誉)进行比较。公允价值采用贴现现金流量模型估计，该模型需要使用与收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率(关键假设)相关的假设。现已确定，截至2022年12月31日，ANR报告单位的公允价值超过了包括商誉在内的账面价值。
我们将ANR报告单位的商誉估值确定为一个关键的审计事项。评估关键假设需要高度的审计师判断力。关键假设的微小变化可能会对公司确定ANR报告单位的公允价值产生重大影响。此外，与这一估计数相关的审计工作需要专业技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与关键审计事项相关的某些内部控制的运作效果。这包括与公司确定ANR报告单位的公允价值有关的控制和关键假设。我们将公司以往的收入和资本支出预测与实际结果进行比较，以评估公司准确预测的能力。我们通过将公司的收入和资本支出预测与实际结果和2022年ANR原则和解结果进行比较，对其进行了评估。我们还将公司的收入和资本支出预测与行业出版物中使用的北美和全球能源消耗和天然气产量预测中使用的假设进行了比较。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将其与独立观察到的可比资产的近期市场交易以及可比实体的公开市场数据进行比较，评估公司确定估值倍数的情况
•评估管理层在估值中使用的贴现率，方法是将其与使用可比实体的公开市场数据独立开发的贴现率范围进行比较
•通过将本公司的估计结果与公开可获得的市场数据和可比实体的估值指标进行比较，评估本公司对ANR报告单位的公允价值的估计。
五大湖报告股商誉估值
如综合财务报表附注2及附注14所述，本公司于2022年第一季度对大湖区报告单位进行了商誉减值量化测试。本公司每年或更频繁地评估商誉以进行减值测试，如果事件或环境变化表明报告单位的账面价值(包括商誉)可能减值。关于五大湖报告单位，本公司在无异议的利率案件和解后进行了商誉减值量化测试。量化商誉减值评估涉及确定报告单位的公允价值，并将该价值与报告单位的账面价值(包括商誉)进行比较。公允价值采用贴现现金流量模型估计，该模型需要使用与收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率(关键假设)相关的假设。确定五大湖报告单位的估计公允价值不再超过其账面价值，并在此期间记录了5.71亿美元的税前商誉减值费用。
我们将大湖区报告股的商誉估值确定为一项重要的审计事项。评估关键假设需要高度的审计师判断力。用于估计公允价值的主要假设稍有变动，可能会对本公司确定五大湖报告单位的公允价值产生重大影响。此外，与这一估计数相关的审计工作需要专业技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与关键审计事项相关的某些内部控制的运作效果。这包括与公司确定五大湖报告单位的公允价值和主要假设有关的控制。我们将公司以往的收入和资本支出预测与实际结果进行比较，以评估公司准确预测的能力。我们通过将公司的收入和资本支出预测与实际结果和2022年第一季度与托运人的无异议费率案件和解结果进行比较，对公司的收入和资本支出预测进行了评估。我们还将该公司的收入预测与有关北美和全球能源消费和天然气产量预测的行业出版物中使用的假设进行了比较。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将其与独立观察到的可比资产的近期市场交易以及可比实体的公开市场数据进行比较，评估公司确定估值倍数的情况
•评估管理层在估值中使用的贴现率，方法是将其与使用可比实体的公开市场数据独立开发的贴现率范围进行比较
•评估本公司对五大湖报告单位公允价值的估计，方法是将本公司的估计结果与公开可获得的市场数据和可比实体的估值指标进行比较。
特许专业会计师
自1956年以来，我们一直担任本公司的审计师。
加拿大卡尔加里
2023年2月13日
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
TC能源公司：
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对TC Energy Corporation(本公司)截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2022年12月31日，公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、现金流量表和权益表，以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2023年2月13日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在本公司管理层讨论和分析所附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2023年2月13日
综合损益表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元，每股除外) | |
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收入 (注5) | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | 4,764 | | | 4,519 | | | 4,469 | |
| 美国天然气管道 | | 5,933 | | | 5,233 | | | 5,031 | |
| 墨西哥天然气管道 | | 688 | | | 605 | | | 716 | |
| 液体管道 | | 2,668 | | | 2,306 | | | 2,371 | |
| 电力和能源解决方案 | | 924 | | | 724 | | | 412 | |
| | 14,977 | | | 13,387 | | | 12,999 | |
股权投资收益 (注11) | | 1,054 | | | 898 | | | 1,019 | |
股权投资减值准备 (附注7及11) | | (3,048) | | | — | | | — | |
| 运营和其他费用 | | | | | | |
| 工厂运营成本和其他 | | 4,932 | | | 4,098 | | | 3,878 | |
| 商品采购转售 | | 534 | | | 87 | | | — | |
| 财产税 | | 848 | | | 774 | | | 727 | |
| 折旧及摊销 | | 2,584 | | | 2,522 | | | 2,590 | |
商誉和资产减值费用及其他(附注6和14) | | 453 | | | 2,775 | | | — | |
| | 9,351 | | | 10,256 | | | 7,195 | |
出售资产净收益/(亏损)(附注30) | | — | | | 30 | | | (50) | |
| 财务费用 | | | | | | |
利息支出(附注20) | | 2,588 | | | 2,360 | | | 2,228 | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | (369) | | | (267) | | | (349) | |
汇兑损失/(收益)净额(附注22) | | 185 | | | (10) | | | (28) | |
| 利息收入及其他 | | (146) | | | (190) | | | (185) | |
| | 2,258 | | | 1,893 | | | 1,666 | |
| 所得税前收入 | | 1,374 | | | 2,166 | | | 5,107 | |
所得税费用 (附注19) | | | | | | |
| 当前 | | 415 | | | 305 | | | 252 | |
| 延期 | | 174 | | | (185) | | | (58) | |
| | | | | | |
| | 589 | | | 120 | | | 194 | |
| 净收入 | | 785 | | | 2,046 | | | 4,913 | |
非控股权益应占净收益(附注23) | | 37 | | | 91 | | | 297 | |
| 可归因于控股权益的净收入 | | 748 | | | 1,955 | | | 4,616 | |
| 优先股股息 | | 107 | | | 140 | | | 159 | |
| 普通股应占净收益 | | 641 | | | 1,815 | | | 4,457 | |
| | | | | | |
每股普通股净收入 (附注24) | | | | | | |
| 基本信息 | | $0.64 | | | $1.87 | | | $4.74 | |
| 稀释 | | $0.64 | | | $1.86 | | | $4.74 | |
| | | | | | |
| 宣布的每股普通股股息 | | $3.60 | | | $3.48 | | | $3.24 | |
| | | | | | |
普通股加权平均数 (百万)(附注24) | | | | | | |
| 基本信息 | | 995 | | | 973 | | | 940 | |
| 稀释 | | 996 | | | 974 | | | 940 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
综合全面收益表 | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | 2021 | 2020 |
| (百万加元) |
| | | |
| 净收入 | 785 | | 2,046 | | 4,913 | |
| 扣除所得税后的其他综合收益/(亏损) | | | |
| 对外经营净投资的外币折算损益 | 1,494 | | (108) | | (609) | |
| | | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | (36) | | (2) | | 36 | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | (39) | | (10) | | (583) | |
| 现金流量套期保值损益净收益的重新分类 | 42 | | 55 | | 489 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算损益 平面图 | 63 | | 158 | | 12 | |
将养恤金和其他精算损益重新归类为净收益 退休后福利计划 | 6 | | 14 | | 17 | |
| 股权投资的其他全面收益/(亏损) | 867 | | 535 | | (280) | |
其他全面收益/(亏损)(附注26) | 2,397 | | 642 | | (918) | |
| 综合收益 | 3,182 | | 2,688 | | 3,995 | |
| 非控股权益应占综合收益 | 45 | | 81 | | 259 | |
| 可归属于控股权益的全面收益 | 3,137 | | 2,607 | | 3,736 | |
| 优先股股息 | 107 | | 140 | | 159 | |
| 普通股应占全面收益 | 3,030 | | 2,467 | | 3,577 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并现金流量表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) | |
| | | | | | |
| 运营产生的现金 | | | | | | |
| 净收入 | | 785 | | | 2,046 | | | 4,913 | |
| 折旧及摊销 | | 2,584 | | | 2,522 | | | 2,590 | |
商誉和资产减值费用及其他(附注6和14) | | 453 | | | 2,775 | | | — | |
递延所得税(附注19) | | 174 | | | (185) | | | (58) | |
| | | | | | |
股权投资收益(附注11) | | (1,054) | | | (898) | | | (1,019) | |
股权投资减值准备(附注7及11) | | 3,048 | | | — | | | — | |
从股权投资的经营活动收到的分配(附注11) | | 1,025 | | | 975 | | | 1,123 | |
扣除费用后的雇员退休后福利资金(附注27) | | (29) | | | (5) | | | (19) | |
净收益/出售资产损失(附注30) | | — | | | (30) | | | 50 | |
| 建设期间使用的资金的股权津贴 | | (248) | | | (191) | | | (235) | |
| 金融工具上的未实现亏损/收益 | | 135 | | | 194 | | | (103) | |
| 预期信贷损失准备 | | 163 | | | — | | | — | |
应收联属公司贷款汇兑损失(附注12) | | 28 | | | 41 | | | 86 | |
| 其他 | | (50) | | | (67) | | | 57 | |
营运资金增加(附注29) | | (639) | | | (287) | | | (327) | |
| 运营提供的现金净额 | | 6,375 | | | 6,890 | | | 7,058 | |
| 投资活动 | | | | | | |
非经常开支(附注4) | | (6,678) | | | (5,924) | | | (8,013) | |
发展中的非经常项目(附注4) | | (49) | | | — | | | (122) | |
对股权投资的供款(附注4、7及11) | | (3,433) | | | (1,210) | | | (765) | |
Keystone XL合同追回(注6) | | 571 | | | — | | | — | |
| | | | | | |
| 出售资产所得收益，扣除交易成本 | | — | | | 35 | | | 3,407 | |
向关联公司发放的贷款，净额(附注7和12) | | (11) | | | (239) | | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
来自股权投资的其他分派(附注11) | | 2,632 | | | 73 | | | — | |
| | | | | | |
| 递延款项及其他 | | (41) | | | (447) | | | (559) | |
| 用于投资活动的现金净额 | | (7,009) | | | (7,712) | | | (6,052) | |
| 融资活动 | | | | | | |
| 应付票据已发行/(已偿还)，净额 | | 766 | | | 1,003 | | | (220) | |
| 已发行的长期债务，扣除发行成本 | | 2,508 | | | 10,730 | | | 5,770 | |
| 偿还的长期债务 | | (1,338) | | | (7,758) | | | (3,977) | |
| 已发行的次级票据，扣除发行成本 | | 1,008 | | | 495 | | | — | |
| 金融工具结算损益 | | 23 | | | (10) | | | (130) | |
回购的可赎回非控制性权益(附注6) | | — | | | (633) | | | — | |
可赎回非控制权益的出资(附注6) | | — | | | — | | | 1,033 | |
| 普通股股息 | | (3,192) | | | (3,317) | | | (2,987) | |
| 优先股股息 | | (106) | | | (141) | | | (159) | |
| 对非控股权益的分配 | | (44) | | | (74) | | | (221) | |
C类权益的分配(附注6) | | (43) | | | (16) | | | — | |
| 已发行普通股，扣除发行成本 | | 1,905 | | | 148 | | | 91 | |
| | | | | | |
赎回优先股(附注25) | | (1,000) | | | (500) | | | — | |
收购TC管道，LP交易成本(附注23) | | — | | | (15) | | | — | |
| 融资活动提供的/(用于)的现金净额 | | 487 | | | (88) | | | (800) | |
| 外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响 | | 94 | | | 53 | | | (19) | |
| (减少)/增加现金和现金等价物 | | (53) | | | (857) | | | 187 | |
| 现金和现金等价物 | | | | | | |
| 年初 | | 673 | | | 1,530 | | | 1,343 | |
| 现金和现金等价物 | | | | | | |
| 年终 | | 620 | | | 673 | | | 1,530 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并资产负债表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) | |
| | | | | |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | 620 | | | 673 | |
| 应收账款 | | 3,624 | | | 3,092 | |
应收联属公司贷款(附注12) | | | — | | | 1,217 | |
| 盘存 | | 936 | | | 724 | |
其他流动资产(附注8) | | 2,152 | | | 1,717 | |
| | 7,332 | | | 7,423 | |
厂房、物业和设备(注9) | | 75,940 | | | 70,182 | |
租赁净投资(注10) | | 1,895 | | | — | |
股权投资(注11) | | 9,535 | | | 8,441 | |
从关联公司应收的长期贷款 (附注7及12) | | — | | | 238 | |
| 受限投资 | | 2,108 | | | 2,182 | |
监管资产(注13) | | 1,910 | | | 1,767 | |
商誉 (注14) | | 12,843 | | | 12,582 | |
其他长期资产 (注15) | | 2,785 | | | 1,403 | |
| | 114,348 | | | 104,218 | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
应付票据(附注16) | | 6,262 | | | 5,166 | |
应付帐款及其他(附注17) | | 7,149 | | | 5,099 | |
| 应付股息 | | 930 | | | 879 | |
| 应计利息 | | 668 | | | 577 | |
长期债务的当期部分(附注20) | | 1,898 | | | 1,320 | |
| | 16,907 | | | 13,041 | |
监管责任(注13) | | 4,520 | | | 4,300 | |
其他长期负债 (Note 18) | | 1,017 | | | 1,059 | |
递延所得税负债(注19) | | 7,648 | | | 6,142 | |
长期债务 (注20) | | 39,645 | | | 37,341 | |
初级附属票据(注21) | | 10,495 | | | 8,939 | |
| | 80,232 | | | 70,822 | |
| 股权 | | | | |
普通股，无面值(附注24) | | 28,995 | | | 26,716 | |
| 已发行和未偿还： | December 31, 2022 – 1,018百万股 | | | | |
| December 31, 2021 – 981百万股 | | | | |
优先股(附注25) | | 2,499 | | | 3,487 | |
| 额外实收资本 | | 722 | | | 729 | |
| 留存收益 | | 819 | | | 3,773 | |
累计其他全面收益/(亏损)(附注26) | | 955 | | | (1,434) | |
| 控股权 | | 33,990 | | | 33,271 | |
非控制性权益(注23) | | 126 | | | 125 | |
| | 34,116 | | | 33,396 | |
| | 114,348 | | | 104,218 | |
承付款、或有事项和担保(注31)
可变利息实体(注32)
后续事件(注33)
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
我谨代表董事局：
合并权益表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) | |
| | | | | | |
普通股 (附注24) | | | | | | |
| 年初余额 | | 26,716 | | | 24,488 | | | 24,387 | |
| 已发行股份： | | | | | | |
| 根据公开发行，扣除发行成本后的净额 | | 1,754 | | | — | | | — | |
| 股息再投资和购股计划 | | 342 | | | — | | | — | |
| 股票期权的行使 | | 183 | | | 165 | | | 101 | |
收购TC管道，LP，扣除交易成本(附注23) | | — | | | 2,063 | | | — | |
| 年终余额 | | 28,995 | | | 26,716 | | | 24,488 | |
优先股 (注25) | | | | | | |
| 年初余额 | | 3,487 | | | 3,980 | | | 3,980 | |
| 赎回股份 | | (988) | | | (493) | | | — | |
| 年终余额 | | 2,499 | | | 3,487 | | | 3,980 | |
| 额外实收资本 | | | | | | |
| 年初余额 | | 729 | | | 2 | | | — | |
| 股票期权的发行(扣除行权) | | (7) | | | (6) | | | 2 | |
Keystone XL项目级信贷安排偿还及发行C类权益(附注6) | | — | | | 737 | | | — | |
收购TC管道，LP(附注23) | | — | | | (398) | | | — | |
回购可赎回非控制性权益(附注6) | | — | | | 394 | | | — | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | 722 | | | 729 | | | 2 | |
| 留存收益 | | | | | | |
| 年初余额 | | 3,773 | | | 5,367 | | | 3,955 | |
| 可归因于控股权益的净收入 | | 748 | | | 1,955 | | | 4,616 | |
| 普通股分红 | | (3,595) | | | (3,409) | | | (3,045) | |
| 优先股股息 | | (95) | | | (133) | | | (159) | |
| 优先股的赎回 | | (12) | | | (7) | | | — | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | 819 | | | 3,773 | | | 5,367 | |
累计其他综合收益/(亏损)(注26) | | | | | | |
| 年初余额 | | (1,434) | | | (2,439) | | | (1,559) | |
| 可归因于控股权益的其他综合收益/(亏损) | | 2,389 | | | 652 | | | (880) | |
收购TC管道，LP(附注23) | | — | | | 353 | | | — | |
| 年终余额 | | 955 | | | (1,434) | | | (2,439) | |
| 可归属于控股权益的权益 | | 33,990 | | | 33,271 | | | 31,398 | |
| 非控股权益应占权益 | | | | | | |
| 年初余额 | | 125 | | | 1,682 | | | 1,634 | |
| 可归于非控股权益的净收入 | | 37 | | | 90 | | | 307 | |
| 非控股权益应占的其他综合收益/(亏损) | | 8 | | | (10) | | | (38) | |
| 向非控股权益宣布的分配 | | (44) | | | (74) | | | (221) | |
收购TC管道，LP(附注23) | | — | | | (1,563) | | | — | |
| 年终余额 | | 126 | | | 125 | | | 1,682 | |
| 总股本 | | 34,116 | | | 33,396 | | | 33,080 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并财务报表附注
1. TC能源公司业务简介
TC能源公司(TC Energy或本公司)是北美领先的能源基础设施公司，在五业务领域：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。这些细分市场提供不同的产品和服务，包括某些天然气、原油以及电力营销和储存服务。该公司还有一个公司部门，由公司和行政职能组成，为公司的业务部门提供治理、融资和其他支持。
加拿大天然气管道
加拿大天然气管道部门主要包括公司在以下领域的投资40,792公里(25,347数英里)的受管制天然气管道目前正在运行。
美国天然气管道
美国天然气管道部门主要包括该公司在以下领域的投资50,164公里(31,170英里)受监管的天然气管道，532受监管的天然气储存设施和目前正在运营的其他资产的Bcf。
墨西哥天然气管道
墨西哥天然气管道部分主要包括该公司在以下领域的投资2,775公里(1,723数英里)的受管制天然气管道目前正在运行。
液体管道
液体管道部门主要包括该公司在以下领域的投资4,856公里(3,019目前正在运行的原油管道系统将艾伯塔省和美国的原油供应连接到伊利诺伊州、俄克拉何马州和德克萨斯州的美国炼油市场。
电力和能源解决方案
在截至2022年12月31日的期间，电力和存储部门已更名为电力和能源解决方案部门，主要包括公司在大约4,300发电设施和发电设施的兆瓦118不受监管的天然气储存设施的Bcf。这些资产位于艾伯塔省、安大略省、魁北克省和新不伦瑞克省。此外，TC Energy还在加拿大和美国签订了实体和虚拟电力采购协议(PPA)，从风能和太阳能设施购买和/或出售电力。根据协议的合同条款，这些PPA可能是租赁、衍生品或收入安排。
2. 会计政策
公司的综合财务报表是由管理层根据美国公认会计原则编制的。除非另有说明，否则金额以加元表示。
陈述的基础
这些合并财务报表包括TC Energy及其子公司的账目。本公司合并其被视为主要受益人的可变权益实体(VIE)以及其拥有控股权的有表决权的权益实体。只要有其他各方拥有的权益，这些权益就包括在非控制性权益中。TC Energy对本公司能够行使共同控制权的合资企业和本公司能够施加重大影响的投资采用股权会计方法。
上一年度的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
预算和判决的使用
在编制该等综合财务报表时，TC Energy须作出影响记录资产、负债、收入及开支的金额及时间的估计及假设，因为这些项目的厘定可能取决于未来的事件。该公司使用现有的最新信息，并在作出这些估计和假设时作出谨慎的判断。
某些估计和判断具有重大影响，因为这些会计估计所依据的假设与作出估计或判断时高度不确定的事项有关，或者是主观的。这些估计和判断包括但不限于：
•包含商誉的报告单位商誉减值指标和公允价值的评估(附注14)
•完成Coastal GasLink管道的资本成本估计，用于衡量TC Energy因参与Coastal GasLink Limited Partnership(Coastal GasLink LP)而面临的最大亏损风险，以及衡量TC Energy在Coastal GasLink LP的股权投资的公允价值(附注7和32)。
本公司必须作出的一些估计和判断对合并财务报表有重大影响，但不涉及重大主观性或不确定性。这些估计和判断包括但不限于：
•Keystone XL资产的估值(附注6)
•厂房、物业及设备的可回收率及折旧率(附注9)
•包含租赁的合同中租赁和非租赁部分的对价分配(附注10)
•用于计量租赁和某些合同资产净投资的账面金额(附注10)和预期信贷损失(附注28)的假设
•股权投资的公允价值(附注11)
•监管资产和负债的账面价值(附注13)
•用于衡量Keystone管道破裂的环境修复责任的假设(注17)
•确认资产报废债务(附注18)
•所得税拨备，包括估值免税额和免税额(附注19)
•用于衡量退休和其他退休后福利义务的假设(附注27)
•金融工具的公允价值(附注28)
•在企业合并中取得的资产和负债的公允价值(附注30)
•承付款、或有事项和担保准备金(附注31)。
TC Energy继续评估气候变化对合并财务报表的影响。该公司已经宣布了内部温室气体减排目标，并密切关注可能影响其现有业务的监管举措。ESG框架和监管举措的最新发展也可能进一步影响会计估计和判断，包括但不限于资产可用年限评估、商誉估值、厂房、财产和设备的减值以及应计环境成本。持续评估这些变动的影响，以确保对上文所列估计数有影响的假设变动及时调整。
实际结果可能与这些估计不同。
监管
加拿大、美国和墨西哥的某些天然气管道和储存资产在建设、运营和通行费的确定方面受到监管。在加拿大，受监管的天然气管道和液体管道受加拿大能源监管机构(CER)、艾伯塔省能源监管机构或不列颠哥伦比亚省石油和天然气委员会的授权。在美国，受监管的州际天然气管道和液体管道以及受监管的天然气储存资产受联邦能源管理委员会(FERC)的授权。在墨西哥，受监管的天然气管道受到能源管理委员会(CRE)的授权。费率管制会计(RRA)标准可能会影响TC Energy的费率管制业务中某些收入和费用的确认时间，这些收入和费用可能与非费率管制业务中确认的收入和费用不同，以反映监管机构关于收入和通行费的决定的经济影响。监管资产是指预计在未来期间在客户费率中收回的成本，监管负债是指预计将通过未来费率制定过程返还给客户的金额。符合以下三个标准的操作才有资格使用RRA：
•监管机构必须为受监管的服务或活动制定或批准费率
•规定的费率必须旨在收回提供服务或产品的成本
•由於服务或产品的需求，以及直接或间接的竞争水平，为收回成本而厘定的收费水平可向顾客收取，这是合理的假设。
TC Energy目前采用RRA的业务包括加拿大、美国和墨西哥的天然气管道以及受监管的美国天然气储存。RRA不适用于公司的液体管道，因为监管机构关于这些系统的运营和通行费的决定通常不会影响收入和费用的确认时间。
收入确认
公司预期有权获得的服务和产品的总对价可以包括固定金额和可变金额。该公司的收入是可变的，受公司影响以外的因素的影响，如市场价格、第三方的行动和天气条件。该公司认为这一可变收入是“受限的”，因为它不能可靠地估计，因此在提供服务时确认可变收入。
与客户签订合同的收入在扣除从客户那里收取的任何商品税后予以确认，这些税随后汇给政府当局。本公司与客户签订的合同包括天然气和液体管道运力安排及运输合同、发电合同、天然气储存等合同。
与租赁安排有关的非租赁部分的收入在合同期限内系统地确认。
与原油、天然气和电力的购买和销售有关的销售活动所得的大部分收入，在交货月份按净额入账。
加拿大天然气管道
运力安排与运输
该公司加拿大天然气管道的收入来自承诺能力的合同安排和天然气运输。从公司合同运力安排中获得的收入在合同期限内按比例确认，无论运输的天然气数量是多少。可中断或基于容量的服务的运输收入在服务执行时确认。
该公司在联邦管辖下的加拿大天然气管道的收入取决于CER的监管决定。这些管道收取的通行费是基于收入要求，旨在收回为运输服务提供天然气能力的成本，其中包括资本回报和资本回报，这是CER批准的。该公司在加拿大的天然气管道一般不受收入和成本差异引起的收益波动的影响。除了与奖励安排有关的差异外，这些差异通常要延期处理，并在今后的通行费中收回或退还。在CER就该期间的利率做出决定之前确认的收入反映了CER最后一次批准的股本回报率(ROE)假设。收入调整在收到CER决定时记录。加拿大天然气管道的收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
其他
该公司签约向一家部分拥有的实体提供管道建设服务，并收取开发费。由于合同中有退款条款，开发费被视为可变对价。本公司确认其对其有权获得的可变对价的最可能金额的估计。开发费用是随着时间的推移确认的，因为服务是根据输入法使用活动水平估计提供的。
美国天然气管道
运力安排与运输
该公司美国天然气管道的收入来自承诺能力的合同安排和天然气运输。从公司合同运力安排中获得的收入通常在合同期限内按比例确认，无论运输的天然气数量是多少。可中断或基于容量的服务的运输收入在服务执行时确认。
该公司在美国的天然气管道受FERC法规的约束，因此，如果在费率程序进行期间的过渡期内开具发票，则可能需要退还部分收入。这些潜在退款的津贴是根据管理层根据诉讼的事实和情况作出的最佳估计确认的。在诉讼过程中确认的任何津贴都将在监管决定成为最终决定时退还或保留。美国天然气管道的收入是按月开具发票和收到的。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
天然气储存和其他
该公司受监管的美国天然气储存服务的收入主要来自公司承诺的容量储存合同。这些合同中的履约义务是保留一定数量的储存能力，包括关于每天可注入或提取的天然气数量的规格。不论储存了多少天然气，以及何时为可中断或基于容量的服务注入或提取天然气，收入都按合同期内公司承诺的产能按比例确认。天然气储存服务收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户储存的天然气的所有权。
该公司拥有与某些天然气储存设施相关的采矿权。这些矿业权可以出租或贡献给天然气生产商，以换取特许权使用费权益，这种权益在生产天然气和相关液体时得到确认。
墨西哥天然气管道
运力安排与运输
该公司某些墨西哥天然气管道的收入主要是根据CRE批准的谈判确定的运力合同收取的，并在合同期限内按比例确认。与可中断或基于容量的服务相关的运输收入在提供服务时确认。墨西哥天然气管道的收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
液体管道
运力安排与运输
该公司液体管道的收入主要来自为客户提供可靠的原油运输能力安排。这些合同中的履约义务是保留一定数量的能力以及按月运输原油。从这些安排中获得的收入在合同期限内按比例确认，无论运输的原油数量是多少。可中断或基于容量的服务的收入在服务执行时确认。液体管道的收入是按月开具发票和收到的。该公司不拥有其为客户运输的原油的所有权。
电力和能源解决方案
电源
该公司电力和能源解决方案业务的收入主要来自提供电力容量以满足市场需求的长期合同承诺，以及向集中市场和客户销售电力。发电收入还包括向客户销售蒸汽的收入。收入和运力付款在提供服务和提供电力和蒸汽时确认。发电收入按月开具发票和收款。
天然气储存和其他
不受监管的天然气储存合同包括园区、贷款和定期储存安排。收入在提供服务时确认。定期存储收入按月开具发票并收到。辅助服务的收入在提供服务时确认。该公司不拥有其为客户储存的天然气的所有权。
现金和现金等价物
本公司的现金和现金等价物包括现金和原始到期日为三个月或以下的高流动性短期投资，并按接近公允价值的成本入账。
盘存
库存主要包括材料和用品，包括备件和燃料、运输中的专有原油、储存中的专有天然气库存以及未为遵守规定而持有的排放限额和信用额度。作为捆绑安排的一部分，该公司购买了某些排放限额和信用额度，其中还包括以固定价格购买电力。根据这种安排分配给排放限额和信用额度的成本是以可观察到的市场价格为基础的。存货按成本和可变现净值中较低者入账。
持有待售资产
当管理层批准并承诺制定正式计划积极推销出售集团时，该公司将资产归类为持有以待出售，并预计出售将在未来12个月内完成。于将一项资产归类为持有以待出售时，该资产按其账面值或其估计公允价值中较低者扣除销售成本而入账，任何亏损均于净收益中确认。与预期出售这些资产有关的收益在交易完成之前不会确认。一旦一项资产被归类为待售资产，就不再记录折旧费用。
厂房、物业和设备
天然气管道
天然气管道的厂房、物业和设备按成本价计提。一旦资产准备好可供预期使用，折旧就按直线计算。管道和压缩设备的折旧年率从0.75%至6.67计量和其他厂房设备按不同的折旧率折旧，以反映其估计使用寿命。设备大修的费用在大修的估计使用年限内资本化和折旧。受监管天然气管道的成本包括建设期间使用的资金拨备(AFUDC)，其中包括债务部分和基于监管机构批准的利率基数回报率的股权部分。AFUDC反映为厂房、财产和设备资产的成本增加，相应的贷项在综合收益表的建筑期间资金拨备中确认。AFUDC的权益部分是一项非现金支出。利息在建设不受监管的天然气管道期间资本化。
天然气管道的管道组和天然气储存基础气按成本计价，并进行维护，以确保存在足够的压力，通过管道运输天然气并输送储存的天然气。Linepack和基础气不折旧。
当受费率管制的天然气管道使厂房、财产和设备退役时，原始账面成本将从工厂总金额中扣除，并计入累计折旧，但不计入净收入。将厂房、财产和设备从服务中移除所产生的费用，扣除任何打捞所得，也计入累计折旧。
其他
该公司作为工作利益合作伙伴参与了马塞卢斯和尤蒂卡某些地区的开发。工作权益使公司除了在油井生产中获得特许权使用费权益外，还可以投资于钻井活动。该公司采用成功的努力法对其部分钻探活动产生的天然气和原油进行会计处理。资本化的油井成本根据生产单位法进行耗尽。
液体管道
液体管道的厂房、财产和设备按成本价运输。一旦资产准备好可供预期使用，折旧就按直线计算。管道和泵送设备的折旧年率从二%至2.5%和其他厂房和设备按不同比率折旧，以反映其估计使用年限。这些资产的成本包括在建设期间资本化的利息。当液体管道报废厂房、财产和设备时，原始账面成本和相关累计折旧将不再确认，任何收益或损失都将计入净收入。
电力和能源解决方案
电力和能源解决方案的厂房、财产和设备按成本入账，一旦资产准备就绪可供预期使用，在其估计使用年限内按主要组成部分直线折旧，平均年率范围为二%至20百分之一。其他设备按不同比率折旧，以反映其估计使用寿命。设备大修的费用在大修的估计使用年限内资本化和折旧。利息被资本化在在建设施上。当这些资产从厂房、财产和设备中报废时，原始账面成本和相关的累计折旧将不再确认，任何收益或损失都记录在净收益中。
天然气储存基础气以原始成本计价，代表为确保存在足够的储藏压力以输送储存的天然气而保持的气体量。基础气不折旧。
公司
公司厂房、财产和设备按成本入账，并在其估计使用年限内按直线折旧，平均年率范围为四%至20百分之一。
发展中的资本项目
一旦项目可能进入施工阶段或成本可能以其他方式收回时，公司将项目成本资本化。该公司为开发中的非受监管项目资本化利息成本，并为受监管的开发项目资本化AFUDC。开发中的资本项目包括在综合资产负债表中的其他长期资产中。这些项目代表的是较大的项目，通常需要获得监管部门或其他方面的批准才能开始实际建设。一旦获得批准，项目就会转移到厂房、在建物业和在建设备。
租契
本公司通过在评估以下方面的判断来确定合同在合同开始时是否包含租赁：1)合同规定了一项物理上不同的已识别资产，或者，如果不是物理上不同，则代表该资产的几乎所有能力；2)合同赋予客户从使用该资产中获得基本上所有经济利益的权利；3)客户有权指示在整个合同期内如何使用已识别的资产以及将其用于什么目的。
如果确定合同包含租赁，则需要进一步作出判断，以确定安排中的单独租赁组成部分，评估承租人是否可以单独或与承租人随时可用的其他资源一起从使用权中受益，以及使用权是否与合同中使用基础资产的其他权利既不高度依赖，也不高度相互关联。
本公司将非租赁部分视为合同中与租赁资产的使用无关的不同要素。提供给客户的货物或服务在以下情况下是独特的：1)客户可以单独或与客户随时可用的其他资源一起受益于货物或服务；2)实体将货物或服务转让给客户的承诺可与合同中的其他承诺分开识别。本公司采用实际的权宜之计，不对所有承租人合同以及本公司在经营租赁中作为出租人的设施和液化罐码头分开租赁和非租赁组成部分。
承租人会计政策
经营租赁确认为使用权(ROU)资产，并计入厂房、物业及设备，而相应负债则计入综合资产负债表上的应付账款及其他及其他长期负债。
经营租赁ROU资产及经营租赁负债乃根据租赁协议开始日期租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。租赁条款可包括在合理确定公司将行使选择权时延长或终止租约的选择权。由于本公司的租赁合同不提供隐含利率，本公司使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定未来付款的现值。营运租赁费用在租赁期内按直线法确认，并计入工厂营运成本及综合损益表中的其他项目。
对于有资格获得短期租赁确认豁免的租赁，公司适用实际权宜之计，不确认ROU资产或租赁负债。
出租人会计政策
公司通过销售式、经营性租赁等方式，按照长期服务协议，为客户提供特定资产的运输等服务。
在销售型租赁中，公司在租赁开始时衡量合同内的总对价。当租赁安排包含不止一个租赁和/或非租赁组成部分时，合同对价的一部分将根据每项不同服务的独立销售价格分配给每个组成部分。公司运用判断来确定履行每项服务的履约义务的预期未来成本的合理估计。与租赁组成部分相关的付款在应收租赁收入减少和销售型租赁收入减少之间分摊。
在租赁开始时，本公司确认租赁投资净额，由未来租赁付款的现值和租赁资产的估计剩余价值表示。租赁资产的厂房、财产和设备将不再确认，相关收益/损失(如有)将在综合收益表中确认。销售型租赁收入使用租赁中隐含的费率确定，并在收入中记录。
本公司是包括PPA在内的某些其他合同的出租人，这些合同作为经营租赁入账。在经营租赁中，租赁资产仍在综合资产负债表中的厂房、物业和设备中资本化，并在其使用年限内折旧，而租赁付款在租赁期内按直线原则确认为收入。可变租赁付款在其发生的期间确认为收入。
长期资产减值准备
每当事件或环境变化显示账面价值可能无法收回时，本公司便会审核厂房、物业及设备等长期资产及发展中的资本项目的减值。如厂房、物业及设备内一项资产的估计未贴现未来现金流量总额或任何长期资产的估计销售价格低于该资产的账面价值，则就该资产的账面价值超过该资产的估计公允价值确认减值亏损。
权益法投资减值准备
当发生事件或环境变化对投资的公允价值产生重大不利影响时，公司审查权益法投资的减值。当本公司断定一项投资的公允价值低于其账面价值时，本公司将确定减值是否非临时性的，如果是，则就账面价值超过投资估计公允价值但不超过投资账面价值的部分确认减值损失。
收购和商誉
本公司采用收购会计方法对业务合并进行会计处理，因此，被收购实体的资产和负债主要按其在收购日的估计公允价值计量。转让对价的公允价值超过收购净资产的估计公允价值的部分被归类为商誉。商誉不会摊销，并按年度进行减值测试，或在事件或环境变化表明商誉可能减值时更频繁地进行减值测试。
商誉减值的年度审核是在报告单位级别进行的，该级别比本公司的经营部门低一个级别。公司可以初步评估定性因素，以确定环境中的事件或变化是否表明商誉可能受到损害。公司考虑的因素包括但不限于宏观经济状况、行业和市场因素、当前估值倍数和折现率、成本因素、历史和预测财务业绩以及该报告单位特有的事件。
如果本公司得出结论认为报告单位的公允价值不太可能大于其账面价值，则本公司将进行商誉减值量化测试。本公司可选择直接对其任何报告单位进行商誉减值量化测试。如果进行量化商誉减值测试，本公司将报告单位的公允价值与其账面价值(包括其商誉)进行比较。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。报告单位的公允价值是通过使用贴现现金流量分析来确定的，该分析要求使用可能包括但不限于收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率的假设。该公司已选择将商誉减值费用首先分配给不可扣除所得税的商誉，其余费用分配给可扣税的商誉。
当构成业务的报告单位的一部分被处置时，在确定处置损益时，与该业务相关的商誉计入该业务的账面价值。出售商誉金额乃根据拟出售业务的相对公允价值及将保留的报告单位部分厘定。已出售商誉和将保留的商誉部分均将完成商誉减值测试。
贷款和应收款
应收联属公司贷款和应收账款按摊余成本计量。
金融资产减值准备
本公司审核金融资产，包括租赁净投资和某些合同资产，按减值摊销成本列账，使用金融资产初始确认时和整个生命周期内的预期金融资产损失。预期信贷损失(ECL)是采用基于假设和判断的模型和方法计算的，这些假设和判断考虑了历史数据、当前交易对手信息以及对未来经济状况的合理和可支持的预测。
ECL于综合损益表中确认于厂房营运成本及其他项目，并于综合资产负债表中作为相关金融资产的账面价值减值列示。
受限投资
该公司有某些投资在提取和使用方面受到限制。这些受限投资被归类为可供出售，并在综合资产负债表中按公允价值入账。
由于CER的土地事项协商倡议(LMCI)，TC Energy必须筹集资金，以支付CER监管的加拿大较大管道未来的估计管道废弃成本。收集到的资金放在持有和投资资金的信托基金中，并被计入限制性投资(LMCI限制性投资)。LMCI限制性投资只能用于为废弃受CER监管的管道设施提供资金，因此，相应的监管负债记录在综合资产负债表中。该公司还有其他已预留的限制性投资，用于支付保险索赔损失，由该公司的全资专属自保保险子公司支付。
所得税
本公司采用资产负债法核算所得税。这一方法要求确认递延所得税资产和负债，以计入可归因于现有资产和负债的账面金额与其各自税基之间差异的未来税项后果。递延所得税资产和负债按资产负债表日的制定税率计量，预计该税率将适用于预计临时差异将被冲销或结算的年度的应纳税所得额。除与受监管天然气管道有关的余额变化外，这些余额的变化将在发生变化的期间在净收益中确认，这些余额将推迟到监管机构允许的情况下退还或收回通行费。递延所得税资产和负债在综合资产负债表中归类为非流动资产。本公司对不确定税务状况的风险进行了评估，并在这种风险更有可能成为现实的情况下计提了拨备。
对于公司在可预见的将来不打算汇回国内的外国投资的未汇出收益，加拿大的所得税不作规定。
任何与税收有关的利息和/或罚金都反映在所得税支出中。
资产报废债务
本公司确认资产报废负债(ARO)负债在产生期间的公允价值，当时存在法定义务，并可对公允价值进行合理估计。公允价值计入相关资产的账面金额，负债通过计入综合收益表中的工厂运营成本和其他费用而增加。
在确定ARO的公允价值时，使用了以下假设：
•预计退休日期
•所需的废弃和填海活动的范围和成本
•适当的通货膨胀率和贴现率。
该公司的ARO与其发电设施有很大关系。与该公司的天然气和液体管道以及储存设施相关的资产报废的范围和时间无法确定，因为只要有供需，该公司就打算运营这些设施。因此，公司没有记录与这些资产有关的ARO金额。
环境责任和排放限额及信用额度
本公司按未贴现基础记录可能发生且成本可合理估计的环境补救工作的负债。该等估计(包括相关法律费用)乃根据现有技术及已颁布的法律及法规所得的现有资料而厘定，并于未来期间根据实际发生的费用或新情况作出修订。TC Energy评估从保险公司和其他第三方获得的追回与负债分开，当可能追回时，它将资产与相关负债分开记录。这些回收与环境治理成本一起在工厂运营成本和其他综合损益表中按净额列示。上述一个或多个类别的变化可能导致额外的费用，如罚款、罚款和/或与环境责任的诉讼和索赔和解有关的支出。
为遵守规定而购买的排放额度或信用额度按历史成本记录在综合资产负债表中，并在政府机构使用或注销/停用时取消确认。合规成本在发生时计入费用。授予TC Energy或由TC Energy内部产生的津贴不计入会计价值。当需要时，TC Energy使用对清偿合规义务所需金额的最佳估计，在综合资产负债表上应计排放负债。未用于合规的津贴和信用被出售，任何收益或损失都记录在综合收益表中电力和能源解决方案部分的收入中。本公司在综合资产负债表中记录了为遵守其他流动资产和其他长期资产的规定而持有的津贴和贷项。未按规定持有的津贴和贷项在综合资产负债表中被归类为存货。
股票期权和其他薪酬计划
TC Energy的股票期权计划允许将购买普通股的期权授予某些员工，包括高级管理人员。已授予的股票期权按公允价值法入账。根据此方法，补偿开支于授出日以按二项模型计算的公允价值计量，并于归属期间以直线方式确认，抵销额外缴入资本。罚没在发生时会被计算在内。在行使股票期权时，原来记录在额外实收资本中的金额在合并资产负债表上重新分类为普通股。
该公司有中期激励计划，根据该计划向符合条件的员工支付报酬。与这些奖励计划相关的费用按权责发生制入账。根据这些计划，福利在满足某些条件时授予，包括员工在指定时期内继续受雇和实现指定的公司业绩目标。
员工退休后福利
本公司发起固定收益养老金计划(DB计划)、固定缴款计划(DC计划)、储蓄计划和其他退休后福利计划。本公司对DC计划和储蓄计划的供款在供款期间支出。DB计划及雇员收到的其他退休后福利的成本是根据服务及管理层对预期计划投资表现、薪金增长、雇员退休年龄及预期医疗成本的最佳估计按比例按比例采用预计利益法精算厘定的。
DB计划的资产在每年的12月31日按公允价值计量。DB计划的资产预期回报是使用基于市场相关价值确定的五年制数据库计划的所有资产的移动平均值。过去的服务成本在员工的预期平均剩余服务年限(EARSL)内摊销。计划修订所产生的调整以直线基础摊销于修订当日在职员工的EARSL。该公司确认其DB计划的资金过剩或资金不足状态分别在其综合资产负债表上作为资产或负债，并在发生变化的当年通过其他全面收益/(亏损)(OCI)确认资金状况的变化。精算净损益超过10福利债务和DB计划资产的市场相关价值(如果有)的较大部分的百分比，从累积的其他全面收入/(损失)(AOCI)中摊销，并在在职员工的EARSL上计入净收入。如果福利计划的重组同时导致削减和和解，则在和解之前对削减进行会计处理。
对于某些受监管的业务，退休后的福利金额可以通过为福利提供资金而通过通行费收回。该公司将与这些退休后福利计划相关的任何未确认的收益或损失或精算假设的变化记录为监管资产或负债。监管资产或负债在在职员工的EARSL基础上按直线摊销。
外币交易及折算
外币交易是指条款以本公司或报告附属公司经营所处主要经济环境的货币以外的货币计价的交易。这被称为本位币。以外币计价的交易按交易当日的汇率折算为本位币。以外币计价的货币性资产和负债按资产负债表日的有效汇率折算为功能货币，而非货币性资产和负债则按交易日的历史汇率折算。货币资产和负债转换产生的汇兑损益计入净收益，但与加拿大受监管天然气管道有关的任何外币债务的汇兑损益除外，这些债务将递延至经CER允许退还或收回通行费为止。
将外国业务的功能货币转换为公司的加元报告货币所产生的收益和损失将在OCI中反映，直到业务被出售，此时收益和损失被重新归类为净收益。资产和负债账户按期末汇率换算，收入、费用、损益按交易时的有效汇率换算。该公司的美元计价债务和某些衍生工具已被指定为对外国子公司净投资的对冲，因此，美元计价债务和衍生品的未实现汇兑损益也反映在保监处。
衍生工具和套期保值活动
所有衍生工具均按公允价值计入综合资产负债表，除非该等衍生工具符合及根据正常购买及正常销售豁免而获指定，或被视为符合其他准许豁免。
本公司将套期保值会计应用于有资格并被指定进行套期保值会计处理的安排。这包括公允价值和现金流对冲，以及外国业务净投资的外币风险对冲。如果套期关系因到期、到期、出售、终止、注销或行使而停止有效或套期或套期项目不复存在，套期保值会计将按预期终止。
在公允价值对冲关系中，被对冲项目的账面价值根据应占对冲风险的公允价值变动进行调整，这些变动在净收益中确认。在套期保值关系有效的范围内，套期保值项目公允价值的变动被套期保值项目的公允价值变动所抵销，这些变动也计入净收入。外汇公允价值和利率公允价值套期保值的变动分别计入利息收入和其他利息支出。如果套期会计终止，套期项目的账面价值不再进行调整，对套期项目账面价值的累计公允价值调整将摊销至原始套期保值剩余期限内的净收益。
在现金流量套期保值关系中，套期保值衍生工具的公允价值变动在保监处确认。当套期保值会计终止时，先前于AOCI确认的金额将重新分类为收入、利息开支及利息收入及其他(视乎情况而定)，于对冲项目的现金流变动影响净收入期间或在原始对冲项目结算时。当对冲项目被提前出售或终止，或预期的交易可能不会发生时，衍生工具的损益立即重新分类为AOCI的净收益。利率衍生工具的终止付款在综合现金流量表中被归类为融资活动。
在对冲一项海外业务的净投资的外币风险时，对冲工具的汇兑损益在保监处确认。如果公司减少了对外国业务的净投资，以前在AOCI确认的金额将重新归类为净收益。
在某些情况下，衍生品不符合对冲会计处理的具体标准。在这些情况下，公允价值的变动在变动期内计入净收益。
作为RRA一部分入账的衍生品(包括符合对冲会计处理资格的衍生品)的公允价值变动所产生的损益，将通过本公司收取的通行费退还或收回。因此，这些收益和亏损作为监管资产或负债递延，并在衍生品结算时退还给差饷缴纳人或从差饷缴纳人那里收取。
嵌入其他金融工具或合同(主工具)的衍生品作为单独的衍生品入账。如嵌入衍生工具的经济特征与主办工具的经济特征并不清楚及密切相关，且其条款与独立衍生工具的条款相同，且总合约并非为交易而持有或按公允价值入账，则按公允价值计量。当嵌入衍生品的公允价值变化单独计量时，它们将计入净收入。
长期债务交易成本和发行成本
本公司记录长期债务交易成本和发行成本，从相关债务负债的账面价值中扣除，并使用实际利息法摊销这些成本，但与加拿大天然气监管管道相关的成本除外，该等成本继续按监管收费机制的规定按直线摊销。
担保
发行时，本公司记录本公司代表部分拥有的实体或部分拥有的实体订立的某些担保的公允价值，或可为其支付或有付款。这些担保的公允价值是通过对本公司在适当情况下使用信用证取代担保将产生的现金流进行贴现来估计的。担保被记录为股权投资或厂房、财产和设备的增加，相应的负债记录在其他长期负债中。解除债务在担保期间或担保期满或清偿时予以承认。
可变利息实体
VIE是指在没有额外附属财务支持的情况下没有足够的风险股本为其活动提供资金的法人实体，或者其结构使得股权投资者缺乏通过投票权就实体的运营做出重大决定的能力，或者没有实质性地参与实体的损益。对实体是否为VIE以及如果是，本公司是否是主要受益人的评估在该实体成立时或在复议活动中完成。
合并后的VIE
本公司的综合VIE由本公司拥有可变权益且被视为主要受益人的法人实体组成。作为主要受益人，本公司有权通过投票权或类似权利指导VIE的活动，这些活动对经济业绩影响最大，包括：购买或出售重大资产；资产的维护和运营；产生额外债务；或确定实体的战略运营方向。此外，本公司有义务承担合并VIE可能对VIE产生重大影响的损失，或有权从合并VIE获得利益。
非合并VIE
本公司的非综合VIE由法人实体组成，在这些法人实体中，本公司拥有可变权益，但不是主要受益人，因为它没有权力(无论是明示的或隐含的)通过投票权或类似权利来指导对该等VIE的经济表现产生最重大影响的活动，或在该权力与第三方分享的情况下。该公司向这些VIE提供资本，并获得所有权权益，使其在偿还债务后对资产拥有剩余索取权。未合并的VIE被计入股权投资。
本公司的最大亏损风险是由于本公司在VIE中的可变权益而可能在未来期间通过净收入记录的最大亏损。
3. 会计变更
2022年会计政策的变化
中间价改革
2020年3月，FASB发布了关于预期停止某些参考利率的可选指导意见。该指导意见为受参考汇率改革影响的合同和套期保值关系提供了可选的权宜之计，如果满足某些标准的话。2022年12月，FASB发布了更新，将指南的日落日期推迟到2024年12月31日。对于符合条件的套期保值关系，本公司应用了可选的权宜之计，允许实体假设在现金流对冲中被套期保值的预测交易可能发生。该公司希望使用指南中提供的实际权宜之计，将合同修改视为不需要重新衡量合同或重新评估以前的会计决定的事件。因此，这些变化预计不会对公司的综合财务报表产生实质性影响。
政府援助
2021年11月，FASB发布了新的指导意见，通过类比其他会计指导意见，应用赠款或缴款会计模式，扩大了对与政府进行交易的实体的年度披露要求。实体必须披露交易的性质、用于对交易进行核算的相关会计政策、交易对实体财务报表的影响以及交易的任何重要条款和条件。这一新指南对2022年12月31日的年度披露要求有效，可以前瞻性地或追溯地应用，但允许提前应用。本公司于2022年1月1日起前瞻性采纳该指引，并未对本公司的综合财务报表产生重大影响。
从与客户的合同中合同资产和负债
2021年10月，FASB发布了新的指导意见，修改了与企业合并中获得的客户合同中的合同资产和负债的会计处理。在收购之日，收购人应当按照与客户合同收入的指引，对合同资产和合同负债进行核算。这一新指南将于2023年1月1日生效，并将在允许及早采用的情况下前瞻性应用。若要及早采纳，则须将修订追溯适用于收购日期在及早采纳当年的所有业务合并。本公司选择采用新指引，自2022年1月1日起生效，对本公司的综合财务报表没有任何影响。
4. 分段信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 4,764 | | | 5,933 | | | 688 | | | 2,668 | | | 924 | | | — | | | 14,977 | |
| 部门间收入 | — | | | 132 | | | — | | | — | | | 12 | | | (144) | | 2 | — | |
| 4,764 | | | 6,065 | | | 688 | | | 2,668 | | | 936 | | | (144) | | | 14,977 | |
| 股权投资收益 | 18 | | | 292 | | | 122 | | | 55 | | | 539 | | | 28 | | 3 | 1,054 | |
| 股权投资减值准备 | (3,048) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3,048) | |
| 工厂运营成本和其他 | (1,679) | | | (1,856) | | | (221) | | | (756) | | | (544) | | | 124 | | 2 | (4,932) | |
| 商品采购转售 | — | | | — | | | — | | | (512) | | | (22) | | | — | | | (534) | |
| 财产税 | (297) | | | (426) | | | — | | | (121) | | | (4) | | | — | | | (848) | |
| 折旧及摊销 | (1,198) | | | (887) | | | (98) | | | (329) | | | (72) | | | — | | | (2,584) | |
| 商誉和资产减值费用及其他 | — | | | (571) | | | — | | | 118 | | | — | | | — | | | (453) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 分段(亏损)/收益 | (1,440) | | | 2,617 | | | 491 | | | 1,123 | | | 833 | | | 8 | | | 3,632 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (2,588) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 369 | |
净汇兑损失3 | | | | | | | | | | | | | (185) | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 146 | |
| 所得税前收入 | | | | | | | | | | | | | 1,374 | |
| 所得税费用 | | | | | | | | | | | | | (589) | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | | | 785 | |
| 可归于非控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | (37) | |
| 可归因于控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | 748 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (107) | |
| 普通股应占净收益 | | | | | | | | | | | | 641 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 3,274 | | | 2,137 | | | 1,027 | | | 106 | | | 93 | | | 41 | | | 6,678 | |
| 发展中的资本项目 | — | | | — | | | — | | | — | | | 49 | | | — | | | 49 | |
对股权投资的贡献4 | 1,445 | | | — | | | — | | | 37 | | | 752 | | | — | | | 2,234 | |
| 4,719 | | | 2,137 | | | 1,027 | | | 143 | | | 894 | | | 41 | | | 8,961 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3股权投资收入包括公司从关联公司获得的比索计价贷款的外汇收益和亏损的比例份额，这些收益在外汇损失中完全抵消，扣除相应的外汇损失和关联公司应收余额的收益，直到2022年3月15日到期时全部偿还。有关更多信息，请参阅附注12，从关联公司应收贷款。
4对公司部门股权投资的贡献为#美元1.210亿美元被来自股权投资的其他分配中的等值金额所抵消，尽管它们在本公司的综合现金流量表中以毛额为基础报告。有关更多信息，请参阅附注12，从关联公司应收贷款。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 4,519 | | | 5,233 | | | 605 | | | 2,306 | | | 724 | | | — | | | 13,387 | |
| 部门间收入 | — | | | 145 | | | — | | | — | | | 14 | | | (159) | | 2 | — | |
| 4,519 | | | 5,378 | | | 605 | | | 2,306 | | | 738 | | | (159) | | | 13,387 | |
| 股权投资收益 | 12 | | | 244 | | | 119 | | | 71 | | | 411 | | | 41 | | 3 | 898 | |
| 工厂运营成本和其他 | (1,567) | | | (1,393) | | | (55) | | | (700) | | | (455) | | | 72 | | 2 | (4,098) | |
| 商品采购转售 | — | | | — | | | (3) | | | (84) | | | — | | | — | | | (87) | |
| 财产税 | (289) | | | (367) | | | — | | | (113) | | | (5) | | | — | | | (774) | |
| 折旧及摊销 | (1,226) | | | (791) | | | (109) | | | (318) | | | (78) | | | — | | | (2,522) | |
| 资产减值准备及其他 | — | | | — | | | — | | | (2,775) | | | — | | | — | | | (2,775) | |
| 出售资产的收益 | — | | | — | | | — | | | 13 | | | 17 | | | — | | | 30 | |
| 分段收益/(亏损) | 1,449 | | | 3,071 | | | 557 | | | (1,600) | | | 628 | | | (46) | | | 4,059 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (2,360) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 267 | |
净汇兑收益3 | | | | | | | | | | | | | 10 | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 190 | |
| 所得税前收入 | | | | | | | | | | | | | 2,166 | |
| 所得税费用 | | | | | | | | | | | | | (120) | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | | | 2,046 | |
| 可归于非控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | (91) | |
| 可归因于控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | 1,955 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (140) | |
| 普通股应占净收益 | | | | | | | | | | | | 1,815 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 2,629 | | | 2,611 | | | 129 | | | 488 | | | 32 | | | 35 | | | 5,924 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 对股权投资的贡献 | 108 | | | 209 | | | — | | | 83 | | | 810 | | | — | | | 1,210 | |
| 2,737 | | | 2,820 | | | 129 | | | 571 | | | 842 | | | 35 | | | 7,134 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3股权投资收入包括公司从关联公司获得的比索计价贷款的外汇收益和亏损的比例份额，这些收益在外汇收益中被相应的外汇损失和关联公司应收余额的收益完全抵消。有关更多信息，请参阅附注12，从关联公司应收贷款。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 4,469 | | | 5,031 | | | 716 | | | 2,371 | | | 412 | | | — | | | 12,999 | |
| 部门间收入 | — | | | 165 | | | — | | | — | | | 20 | | | (185) | | 2 | — | |
| 4,469 | | | 5,196 | | | 716 | | | 2,371 | | | 432 | | | (185) | | | 12,999 | |
| 股权投资收益 | 12 | | | 264 | | | 127 | | | 75 | | | 455 | | | 86 | | 3 | 1,019 | |
| 工厂运营成本和其他 | (1,631) | | | (1,485) | | | (57) | | | (654) | | | (220) | | | 169 | | 2 | (3,878) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 财产税 | (284) | | | (337) | | | — | | | (101) | | | (5) | | | — | | | (727) | |
| 折旧及摊销 | (1,273) | | | (801) | | | (117) | | | (332) | | | (67) | | | — | | | (2,590) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 出售资产净收益/(亏损) | 364 | | | — | | | — | | | — | | | (414) | | | — | | | (50) | |
| 分段收益 | 1,657 | | | 2,837 | | | 669 | | | 1,359 | | | 181 | | | 70 | | | 6,773 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (2,228) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 349 | |
净汇兑收益3 | | | | | | | | | | | | | 28 | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 185 | |
| 所得税前收入 | | | | | | | | | | | | | 5,107 | |
| 所得税费用 | | | | | | | | | | | | | (194) | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | | | 4,913 | |
| 可归于非控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | (297) | |
| 可归因于控股权益的净收入 | | | | | | | | | | | | 4,616 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (159) | |
| 普通股应占净收益 | | | | | | | | | | | | 4,457 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 3,503 | | | 2,785 | | | 173 | | | 1,315 | | | 179 | | | 58 | | | 8,013 | |
| 发展中的资本项目 | — | | | — | | | — | | | 122 | | | — | | | — | | | 122 | |
| 对股权投资的贡献 | 105 | | | — | | | — | | | 5 | | | 655 | | | — | | | 765 | |
| 3,608 | | | 2,785 | | | 173 | | | 1,442 | | | 834 | | | 58 | | | 8,900 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3股权投资收入包括公司从关联公司获得的比索计价贷款的外汇收益和亏损的比例份额，这些收益在外汇收益中被相应的外汇损失和关联公司应收余额的收益完全抵消。有关更多信息，请参阅附注12，从关联公司应收贷款。
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 按部门划分的总资产 | | | |
| 加拿大天然气管道 | 27,456 | | | 25,452 | |
| 美国天然气管道 | 50,038 | | | 45,502 | |
| 墨西哥天然气管道 | 9,231 | | | 7,547 | |
| 液体管道 | 15,587 | | | 14,951 | |
| 电力和能源解决方案 | 8,272 | | | 6,563 | |
| 公司 | 3,764 | | | 4,203 | |
| 114,348 | | | 104,218 | |
地理信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 收入 | | | | | |
| 加拿大-国内 | 4,942 | | | 4,603 | | | 4,392 | |
| 加拿大-出口 | 1,322 | | | 1,226 | | | 1,059 | |
| 美国 | 8,025 | | | 6,953 | | | 6,832 | |
| 墨西哥 | 688 | | | 605 | | | 716 | |
| | 14,977 | | | 13,387 | | | 12,999 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 厂房、物业和设备 | | | |
| 加拿大 | 27,232 | | | 24,890 | |
| 美国 | 43,505 | | | 39,335 | |
| 墨西哥 | 5,203 | | | 5,957 | |
| | 75,940 | | | 70,182 | |
5. 收入
收入分解
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能量
解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 4,696 | | 4,621 | | 507 | | 1,983 | | — | | 11,807 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 490 | | 490 | |
天然气储存和其他1,2 | 68 | | 1,298 | | 54 | | 4 | | 391 | | 1,815 | |
| 4,764 | | 5,919 | | 561 | | 1,987 | | 881 | | 14,112 | |
销售型租赁收入3 | — | | — | | 127 | | — | | — | | 127 | |
其他收入4,5 | — | | 14 | | — | | 681 | | 43 | | 738 | |
| 4,764 | | 5,933 | | 688 | | 2,668 | | 924 | | 14,977 | |
1包括$68从一家附属公司获得的与开发和建设Coastal GasLink管道项目有关的费用收入35截至2022年12月31日，TC Energy拥有1%的股份。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
2包括$37来自提供运营和维护服务的非租赁部分产生的收入，与在役TGNH管道上的销售型租赁有关。有关更多信息，请参阅附注10，租赁。
3表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注10，租赁。
4其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关营运租赁安排收入及金融工具收入的额外资料，请分别参阅附注10(租赁)及附注28(风险管理及金融工具)。
5来自美国天然气管道的其他收入包括由H.R.1、减税和就业法案(美国税制改革)产生的净监管负债的摊销。有关更多信息，请参阅附注13，费率管制业务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能源解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 4,432 | | 4,139 | | 576 | | 2,025 | | — | | 11,172 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 324 | | 324 | |
天然气储存和其他1 | 87 | | 1,057 | | 29 | | 5 | | 278 | | 1,456 | |
| 4,519 | | 5,196 | | 605 | | 2,030 | | 602 | | 12,952 | |
其他收入2,3 | — | | 37 | | — | | 276 | | 122 | | 435 | |
| 4,519 | | 5,233 | | 605 | | 2,306 | | 724 | | 13,387 | |
1包括$87从一家附属公司获得的与开发和建设Coastal GasLink管道项目有关的费用收入35截至2021年12月31日，TC Energy拥有1%的股份。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
2其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关营运租赁安排收入及金融工具收入的额外资料，请分别参阅附注10(租赁)及附注28(风险管理及金融工具)。
3来自美国天然气管道的其他收入包括摊销因美国税制改革而产生的净监管负债。有关更多信息，请参阅附注13，费率管制业务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能源解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 4,408 | | 4,301 | | 607 | | 2,206 | | — | | 11,522 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 192 | | 192 | |
天然气储存和其他1 | 61 | | 654 | | 109 | | 3 | | 106 | | 933 | |
| 4,469 | | 4,955 | | 716 | | 2,209 | | 298 | | 12,647 | |
其他收入2,3 | — | | 76 | | — | | 162 | | 114 | | 352 | |
| 4,469 | | 5,031 | | 716 | | 2,371 | | 412 | | 12,999 | |
1包括$138来自附属公司的手续费收入为100万美元，其中77100万美元与德克萨斯州苏尔德河管道的建设有关60TC Energy拥有%的股份，美元61100万美元与开发和建设海岸天然气连接管道项目有关，该项目是35截至2020年12月31日，TC Energy拥有1%的股份。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
2其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关营运租赁安排收入及金融工具收入的额外资料，请分别参阅附注10(租赁)及附注28(风险管理及金融工具)。
3来自美国天然气管道的其他收入包括摊销因美国税制改革而产生的净监管负债。有关更多信息，请参阅附注13，费率管制业务。
合同余额
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 | | 上受影响的行项目
合并资产负债表 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 与客户签订的合同应收账款 | 1,907 | | | 1,627 | | | 应收账款 |
合同资产(附注8) | 155 | | | 202 | | | 其他流动资产 |
长期合同资产(附注15) | 355 | | | 249 | | | 其他长期资产 |
合同责任1(注17) | 62 | | | 90 | | | 应付帐款及其他 |
长期合同负债(附注18) | 32 | | | 184 | | | 其他长期负债 |
1在截至2022年12月31日的年度内，51 million (2021 – $95年初计入合同负债的收入已确认(百万美元)。
合同资产和长期合同资产主要涉及公司对截至报告日期已完成但未开具发票的长期承诺能力天然气管道合同的服务获得收入的权利。合同资产的变化主要涉及在这些权利变得无条件并向客户开具发票时转移到应收账款，以及确认有待开具发票的额外收入。合同负债和长期合同负债主要是订约服务的未赚取收入。在上一年，合同负债和长期合同负债主要与不可抗力导致墨西哥长期产能安排中收到的固定能力付款有关。在截至2022年12月31日的年度内，根据综合运输服务协议(TSA)的条款，与在役TGNH管道有关的合同负债从某些合同资产余额中扣除，并根据综合资产负债表中租赁净投资的初始记录进行结算。
来自剩余业绩债务的未来收入
截至2022年12月31日，来自长期管道运力安排和运输以及天然气储存和其他合同的未来收入约为#美元。23.3亿美元，其中约3.8预计2023年将有10亿美元被确认。
公司的很大一部分收入被认为是受限的，因此不包括在上述未来收入金额中，因为公司使用了以下实际的权宜之计：
•开票权实用权宜之计-适用于所有美国和某些墨西哥受费率管制的天然气管道运力安排和直通收入
•可变考虑实际权宜之计--适用于以下可变收入：
◦由于无法估计运输量，因此可中断运输服务收入
◦根据运输量计算的液体管道运力收入
◦受本公司影响以外因素影响的与市场价格相关的发电收入
•合同期限为一年或一年以下。
此外，该公司加拿大天然气管道受监管的公司运力合同的未来收入仅包括根据当前费率结算批准的通行费有效和确定的时间段的固定收入。未来的收入不包括该公司墨西哥天然气管道尚未投入使用的项目的租赁收入。
6. Keystone XL
资产减值准备及其他
随着Keystone XL管道项目的总统许可于2021年1月20日被撤销，公司终止了Keystone XL管道项目，并于2021年对Keystone XL投资进行了减值评估。因此，公司确定液体管道部分内这些资产的账面价值不再完全可收回，并确认了一项资产减值费用，扣除预期的合同收回和与终止活动有关的其他合同和法律义务，净额为#美元。2,775百万(美元)2,134税后)截至2021年12月31日的年度。资产减值费用是根据账面价值超出#美元计提的。3,301比估计公允价值高出100万美元175百万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 估计公允价值
工厂、物业
和设备 | | 资产减值准备及其他 | |
| (百万加元) | | 税前 | | 税后 | |
| | | | | | |
| 资产减值准备 | | | | | | |
| 厂房和设备 | 175 | | | 412 | | | 312 | | |
| 发展中的相关资本项目 | — | | | 230 | | | 175 | | |
| 其他资本化成本 | — | | | 2,158 | | | 1,642 | | |
| 资本化利息 | — | | | 326 | | | 248 | | |
| 175 | | | 3,126 | | | 2,377 | | |
| 其他 | | | | | | |
| 合同追回 | 不适用 | | (693) | | | (525) | | |
| 与终止活动有关的合同和法律义务 | 不适用 | | 342 | | | 282 | | |
| 175 | | | 2,775 | | | 2,134 | | |
估计公允价值为#美元175截至2021年12月31日，与厂房和设备相关的100万美元是基于在当前状况下出售这些资产预计收到的价格，并根据需要进行更新。在确定销售价格时使用的初始关键假设包括估计的两年出售期限和当前能源市场需求。估值考虑了基于可用于处置这些资产的各种市场的各种潜在销售价格，并要求使用不可观察到的投入。因此，公允价值被归入公允价值等级的第三级。
2022年，该公司获得了571700万美元用于其合同追回，导致余额为#美元1302022年12月31日为100万人。
2022年，该公司根据对所发生费用和承付款的审查，修订了与终止活动有关的合同和法律义务估计数，产生了#美元54资产减值准备减少100万欧元。该公司支付了$24 million in 2022 (2021 – $192百万美元)，以履行与终止活动有关的合同和法律义务。截至2022年12月31日，应计余额为#美元。48百万美元。
截至2022年12月31日止年度，本公司出售厂房及设备，账面价值约为$25 million (2021 – $16百万美元)，收益为$64 million (2021 – 零)。该公司预计将于2023年处置剩余资产。
2022年，作为Keystone XL减值费用和其他费用的一部分，公司确认了一美元96与终止Keystone XL管道项目相关的美国最低税额为100万美元。
可赎回的非控制性权益和长期债务
2020年3月，该公司宣布将着手建设Keystone XL管道。作为筹资计划的一部分，艾伯塔省政府投资了#美元。1,033于截至2020年12月31日止年度，以A类权益形式持有百万元。
2021年1月4日，公司设立了一笔美元4.1支持Keystone XL管道建设的10亿项目级信贷安排，由艾伯塔省政府全面担保，对公司没有追索权。2021年1月8日，公司根据合同条款行使了与艾伯塔省政府的认购权，并支付了$633百万(美元)497百万美元)回购艾伯塔省政府在某些Keystone XL子公司的A类权益。这笔交易的资金来自对项目级信贷安排的提取。截至2021年12月31日止年度，本公司在Keystone XL项目级信贷安排下提取款项合共$1,028百万(美元)849根据担保条款，艾伯塔省政府于2021年6月全额偿还了未偿还的余额，随后终止了担保。作为这一安排的一部分，TC Energy发行了$91在Keystone XL子公司中的C类权益，使艾伯塔省政府有权从指定的Keystone XL项目资产中获得未来清算收益。整个$91在综合资产负债表的应付帐款和其他项目中记录了100万美元(扣除分配后的净额)。终止项目一级信贷安排，扣除发行的C类利息，结果是#美元937百万(美元)737税后百万美元)计入额外实收资本。2021年6月，公司以象征性金额回购了艾伯塔省政府剩余的A类权益，作为股权交易入账，产生了#美元394已确认的额外实收资本为100万欧元。截至2022年12月31日止年度，本公司向艾伯塔省政府作出C类分配，金额为$43 million (2021 – $16百万)。
归入夹层股权的可赎回非控股权益的变动如下：
| | | | | | | | |
| (百万加元) | | |
| | |
| 2021年1月1日的余额 | | 393 | |
| 可赎回非控股权益的净收入 | | 1 | |
| 回购的A类权益 | | (394) | |
| 2021年12月31日的余额 | | — | |
7. 沿海GasLink
Coastal Gaslink LP股权投资减值准备
2022年7月经修订的沿海天然气连接协定
2022年7月28日，Coastal GasLink LP、LNG Canada、TC Energy及其Coastal GasLink LP合作伙伴之间签署了修订协议(统称为2022年7月协议)。这些修正案修改了LNG Canada与Coastal GasLink LP之间的商业条款，以及Coastal GasLink LP合伙人与TC Energy之间的资金条款，要求TC Energy向Coastal GasLink LP提供合同股权，金额为#美元。1.9亿美元，这并没有导致公司的35百分之百的所有权。有关更多信息，请参阅附注32，可变利息实体。
这一美元1.9在签署2022年7月协议时，综合资产负债表上的股权投资应计和初步确认了10亿欧元的合同股本，并在2022年8月至2023年2月期间分期支付。在2022年12月31日，$0.5这笔股本缴款中有10亿留在综合资产负债表的应付帐款和其他帐目中。
根据2022年7月协议的条款，Coastal GasLink LP需要进行任何额外的股权融资，以资助超过美元的管道建设。1.910亿股权最初将通过TC Energy和Coastal GasLink LP之间的次级贷款协议提供资金。一旦知道最终成本，Coastal GasLink LP将向TC Energy偿还这笔贷款的任何未偿还金额，最终成本将在管道投入使用后确定。Coastal GasLink LP的合作伙伴，包括TC Energy，将向Coastal GasLink LP提供股权，最终为Coastal GasLink LP偿还TC Energy的这笔次级贷款提供资金。公司预计，这些额外的股本贡献将主要由TC Energy提供资金，但不会导致公司的35百分之百的所有权。
资本成本更新和减值
2022年第四季度，公司宣布，预计项目成本将大幅增加，并满足公司相应的资金需求。2023年2月1日，TC Energy宣布，Coastal GasLink管道项目修订后的资本成本预计约为美元14.5十亿美元。虽然这一估计包括了Coastal GasLink LP可能无法控制的某些因素的意外情况，例如加拿大西部劳动力市场的挑战性条件、熟练劳动力短缺、承包商业绩不佳的影响以及干旱条件和侵蚀和泥沙控制挑战，就像任何复杂的建设项目一样，但最终资本成本受到某些风险和不确定因素的影响。项目成本的增加和公司相应的资金需求是公司股权投资价值下降的指标。
因此，公司完成了估值评估，并得出结论，TC Energy投资的公允价值低于其于2022年12月31日的账面价值。该公司确定，这是其在Coastal GasLink LP的股权投资的非临时性减值，税前减值费用为#美元。3,048百万(美元)2,643(百万元税后)于2022年第四季度在加拿大天然气管道部门综合收益表的股权投资减值中确认。Coastal GasLink LP投资于2022年12月31日的减值前账面价值包括股权投资金额($2,798百万美元)和附属公司的应收贷款(#美元250百万)，这被减少到一个零平衡。
TC Energy预计将再融资美元3.3与完成Coastal GasLink管道的修订估计资本成本相关的10亿美元，以及公司未来对Coastal GasLink LP的投资预计将减值很大一部分。本公司将继续评估这项投资的公允价值是否出现非暂时性的下降，未来任何减值费用的计提程度将取决于在各自报告日期进行的估值评估的结果。
TC Energy于2022年12月31日对Coastal GasLink LP的投资的公允价值是使用40-年贴现现金流模型。模型中的现金流入是根据Coastal GasLink LP与LNG Canada参与者之间的TSA中合同商定的条款和延期条款估计的。
对于模型中的现金流出，估计资本成本的增加和公司相应的资金需求对TC Energy投资Coastal Gaslink LP的公允价值的确定具有最重大的影响。现金流分析包括海岸天然气连接管道的资本成本估计数为#美元。14.5十亿美元。这一资本成本估计的任何变化都将对公司未来的资金需求产生大致的美元对美元的影响，这取决于Coastal GasLink LP合作伙伴之间的任何最终成本分摊，并将影响Coastal GasLink LP的估计公允价值和公司在未来期间收回其在Coastal GasLink LP的股权投资。
贴现现金流模型中包含的其他假设包括贴现率、长期项目融资计划和预计完工日期。这些其他假设的变化不会合理地预期改变2022年第四季度录得的减值。
递延所得税回收已在税前减值费用上确认，扣除未确认的某些未实现税项亏损。有关更多信息，请参阅附注19，所得税。
次级贷款协议
2021年，TC Energy与Coastal GasLink LP达成了一项次级贷款协议。这项贷款协议作为2022年7月协议的一部分进行了修订，Coastal GasLink LP随后利用这笔贷款将通过一笔计息贷款提供，受浮动市场利率的限制，以资助完成Coastal GasLink管道的资本成本，估计为#美元3.3十亿美元。截至2022年12月31日，TC Energy根据这项附属贷款协议承诺的总产能为$1.3十亿美元。这笔贷款下的承诺能力预计将在未来根据需要增加，以支持额外的融资要求。一旦知道最终成本，Coastal GasLink LP将向TC Energy偿还任何未偿还的金额，最终成本将在管道投入使用后确定。Coastal GasLink LP的合作伙伴，包括TC Energy，将向Coastal GasLink LP提供股权，最终为Coastal GasLink LP偿还TC Energy的这笔次级贷款提供资金。公司预计，根据2022年7月的协议，这些额外的股本贡献将主要由TC Energy提供资金，但不会导致公司的35百分之百的所有权。
如上所述，美元2502022年12月31日这笔贷款的未偿还余额减少到零作为2022年第四季度确认的减值费用的一部分。
下表反映了截至2022年12月31日的这笔贷款余额的变化。
| | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | | | |
| | | |
| 截至2021年12月31日的未偿还余额 | | | 238 | |
发行1 | | | 112 | |
还款1 | | | (100) | |
| 截至2022年12月31日的未偿还余额 | | | 250 | |
| 减损 | | | (250) | |
| 2022年12月31日的账面价值 | | | — | |
1在公司合并现金流量表上按净额列报。
8. 其他流动资产
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) | |
| | | |
衍生工具合约的公允价值(附注28) | 614 | | | 169 | |
Keystone环境准备金回收的当前部分(附注17) | 410 | | | — | |
租赁净投资的当前部分(附注10) | 291 | | | — | |
合同资产(附注5) | 155 | | | 202 | |
| 持有待售的Keystone XL资产 | 122 | | | 138 | |
| 预付费用 | 118 | | | 112 | |
| 作为抵押品提供的现金 | 106 | | | 273 | |
Keystone XL合同追回(注6) | 86 | | | 640 | |
监管资产(附注13) | 67 | | | 53 | |
| 其他 | 183 | | | 130 | |
| | 2,152 | | | 1,717 | |
9. 厂房、物业和设备
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 | | 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| NGTL系统 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 18,119 | | | 6,285 | | | 11,834 | | | 14,892 | | | 5,751 | | | 9,141 | |
| 压缩 | 6,265 | | | 2,224 | | | 4,041 | | | 6,191 | | | 2,065 | | | 4,126 | |
| 计量和其他 | 1,518 | | | 769 | | | 749 | | | 1,458 | | | 705 | | | 753 | |
| | 25,902 | | | 9,278 | | | 16,624 | | | 22,541 | | | 8,521 | | | 14,020 | |
| 在建工程 | 1,552 | | | — | | | 1,552 | | | 2,285 | | | — | | | 2,285 | |
| | 27,454 | | | 9,278 | | | 18,176 | | | 24,826 | | | 8,521 | | | 16,305 | |
| 加拿大主线 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 10,472 | | | 7,852 | | | 2,620 | | | 10,423 | | | 7,698 | | | 2,725 | |
| 压缩 | 4,328 | | | 3,247 | | | 1,081 | | | 4,165 | | | 3,125 | | | 1,040 | |
| 计量和其他 | 692 | | | 285 | | | 407 | | | 652 | | | 264 | | | 388 | |
| | 15,492 | | | 11,384 | | | 4,108 | | | 15,240 | | | 11,087 | | | 4,153 | |
| 在建工程 | 269 | | | — | | | 269 | | | 139 | | | — | | | 139 | |
| | 15,761 | | | 11,384 | | | 4,377 | | | 15,379 | | | 11,087 | | | 4,292 | |
加拿大其他天然气管道1 | | | | | | | | | | | |
| 其他 | 1,984 | | | 1,624 | | | 360 | | | 1,937 | | | 1,567 | | | 370 | |
| 在建工程 | 455 | | | — | | | 455 | | | 58 | | | — | | | 58 | |
| 2,439 | | | 1,624 | | | 815 | | | 1,995 | | | 1,567 | | | 428 | |
| 45,654 | | | 22,286 | | | 23,368 | | | 42,200 | | | 21,175 | | | 21,025 | |
| 美国天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 哥伦比亚天然气公司 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 12,471 | | | 1,069 | | | 11,402 | | | 11,205 | | | 799 | | | 10,406 | |
| 压缩 | 5,190 | | | 495 | | | 4,695 | | | 4,522 | | | 381 | | | 4,141 | |
| 计量和其他 | 4,026 | | | 346 | | | 3,680 | | | 3,657 | | | 257 | | | 3,400 | |
| | 21,687 | | | 1,910 | | | 19,777 | | | 19,384 | | | 1,437 | | | 17,947 | |
| 在建工程 | 659 | | | — | | | 659 | | | 433 | | | — | | | 433 | |
| | 22,346 | | | 1,910 | | | 20,436 | | | 19,817 | | | 1,437 | | | 18,380 | |
| ANR | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 2,066 | | | 641 | | | 1,425 | | | 1,820 | | | 557 | | | 1,263 | |
| 压缩 | 3,785 | | | 734 | | | 3,051 | | | 2,559 | | | 565 | | | 1,994 | |
| 计量和其他 | 1,666 | | | 440 | | | 1,226 | | | 1,391 | | | 422 | | | 969 | |
| | 7,517 | | | 1,815 | | | 5,702 | | | 5,770 | | | 1,544 | | | 4,226 | |
| 在建工程 | 328 | | | — | | | 328 | | | 833 | | | — | | | 833 | |
| | 7,845 | | | 1,815 | | | 6,030 | | | 6,603 | | | 1,544 | | | 5,059 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 | | 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 |
| (百万加元) |
| 美国其他天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 哥伦比亚湾 | 3,511 | | | 224 | | | 3,287 | | | 2,749 | | | 178 | | | 2,571 | |
| GTN | 2,964 | | | 1,239 | | | 1,725 | | | 2,701 | | | 1,071 | | | 1,630 | |
| 五大湖 | 2,367 | | | 1,387 | | | 980 | | | 2,162 | | | 1,255 | | | 907 | |
| | | | | | | | | | | |
其他2 | 1,928 | | | 760 | | | 1,168 | | | 1,755 | | | 657 | | | 1,098 | |
| 10,770 | | | 3,610 | | | 7,160 | | | 9,367 | | | 3,161 | | | 6,206 | |
| 在建工程 | 328 | | | — | | | 328 | | | 533 | | | — | | | 533 | |
| 11,098 | | | 3,610 | | | 7,488 | | | 9,900 | | | 3,161 | | | 6,739 | |
| 41,289 | | | 7,335 | | | 33,954 | | | 36,320 | | | 6,142 | | | 30,178 | |
墨西哥天然气管道3 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 2,299 | | | 348 | | | 1,951 | | | 2,957 | | | 476 | | | 2,481 | |
| 压缩 | 374 | | | 59 | | | 315 | | | 480 | | | 80 | | | 400 | |
| 计量和其他 | 487 | | | 113 | | | 374 | | | 626 | | | 155 | | | 471 | |
| 3,160 | | | 520 | | | 2,640 | | | 4,063 | | | 711 | | | 3,352 | |
| 在建工程 | 2,547 | | | — | | | 2,547 | | | 2,590 | | | — | | | 2,590 | |
| 5,707 | | | 520 | | | 5,187 | | | 6,653 | | | 711 | | | 5,942 | |
| 液体管道 | | | | | | | | | | | |
| Keystone管道系统 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 9,777 | | | 2,056 | | | 7,721 | | | 9,209 | | | 1,758 | | | 7,451 | |
| 抽水设备 | 1,064 | | | 288 | | | 776 | | | 1,020 | | | 252 | | | 768 | |
| 坦克和其他 | 3,723 | | | 859 | | | 2,864 | | | 3,534 | | | 737 | | | 2,797 | |
| | 14,564 | | | 3,203 | | | 11,361 | | | 13,763 | | | 2,747 | | | 11,016 | |
| 在建工程 | 96 | | | — | | | 96 | | | 72 | | | — | | | 72 | |
| 14,660 | | | 3,203 | | | 11,457 | | | 13,835 | | | 2,747 | | | 11,088 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 艾伯塔省内管道 | 199 | | | 19 | | | 180 | | | 199 | | | 14 | | | 185 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | 14,859 | | | 3,222 | | | 11,637 | | | 14,034 | | | 2,761 | | | 11,273 | |
| 电力和能源解决方案 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气发电 | 1,260 | | | 642 | | | 618 | | | 1,267 | | | 605 | | | 662 | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气储存和其他 | 820 | | | 238 | | | 582 | | | 797 | | | 216 | | | 581 | |
| | 2,080 | | | 880 | | | 1,200 | | | 2,064 | | | 821 | | | 1,243 | |
| 在建工程 | 80 | | | — | | | 80 | | | 5 | | | — | | | 5 | |
| | 2,160 | | | 880 | | | 1,280 | | | 2,069 | | | 821 | | | 1,248 | |
| 公司 | 900 | | | 386 | | | 514 | | | 836 | | | 320 | | | 516 | |
| | 110,569 | | | 34,629 | | | 75,940 | | | 102,112 | | | 31,930 | | | 70,182 | |
1包括Foothills、Ventures LP和加拿大五大湖。
2包括波特兰、北巴哈、塔斯卡罗拉、十字路口和采矿权。
3于截至2022年12月31日止年度，本公司已终止确认美元2,319这笔款项包括1,000万美元的厂房、财产和设备，并记录了一笔相应的资产，用于对在役的TGNH管道的租赁进行净投资。有关更多信息，请参阅附注10，租赁。
10. 租契
作为承租人
该公司拥有公司办公室、其他各种场所、设备和土地的经营租赁。某些租约有续订期限的选项一至25年内终止租约，其中一些可能包括在一年。根据租赁合同到期的付款包括固定付款，对于公司的许多租赁，还包括可变付款，如按比例分摊建筑物的财产税、保险和公共区域维护。该公司转租了一些出租的房产。
经营租赁成本如下：
| | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | |
| (百万加元) | 2022 | 2021 |
| | |
经营租赁成本1 | 106 | | 105 | |
| 转租收入 | (5) | | (8) | |
| 经营租赁净成本 | 101 | | 97 | |
1包括短期租赁和可变租赁成本。
下表列出了与经营性租赁有关的其他信息：
| | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | |
| (百万加元) | 2022 | 2021 |
| | |
| 为计入经营租赁负债的金额支付的现金 | 67 | | 69 | |
| 为换取新的经营租赁负债而获得的净资产 | 49 | | 7 | |
| | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | 2021 |
| | |
| 加权平均剩余租期 | 8年份 | 9年份 |
| 加权平均贴现率 | 3.5 | % | 3.5 | % |
经营租赁负债的到期日如下：
| | | | | | | | |
| (百万加元) | 2022 | 2021 |
| | |
| 不到一年 | 68 | | 63 | |
| 一到两年 | 65 | | 60 | |
| 两到三年 | 62 | | 58 | |
| 三到四年 | 60 | | 55 | |
| 四到五年 | 54 | | 54 | |
| 五年多 | 187 | | 213 | |
| 经营租赁支付总额 | 496 | | 503 | |
| 推定利息 | (63) | | (74) | |
| 经营租赁负债 | 433 | | 429 | |
在TC Energy的综合资产负债表中确认的经营租赁负债金额如下：
| | | | | | | | |
| 12月31日 | | |
| (百万加元) | 2022 | 2021 |
| | |
| 应付帐款及其他 | 54 | | 49 |
其他长期负债(附注18) | 379 | | 380 |
| 433 | | 429 |
于2022年12月31日，营运租约项下录得的净资产账面值为#美元415 million (2021 – $415百万美元)，并计入综合资产负债表中的厂房、物业和设备。
作为出租人
经营租约
电力和能源解决方案部门的Grandview和Béancour发电厂作为运营租赁入账。该公司拥有长期PPA，用于出售这些资产的电力，这些资产将在2024年至2026年之间到期。
一些经营租赁包含基于营业时间和可变成本偿还的可变租赁付款，以及按公允价值或基于考虑剩余固定付款的公式购买标的资产的选择权。根据某些租约，承租人有权在某些情况下终止租约。
该公司还租赁液体储罐，这些储罐作为经营租赁入账。
本公司于截至2022年12月31日止年度录得的经营租赁收入的固定部分为118 million (2021 – $126 million; 2020 – $130百万)。
根据经营租赁收到的未来租赁付款如下：
| | | | | | | | |
| (百万加元) | 2022 | 2021 |
| | |
| 不到一年 | 113 | | 113 | |
| 一到两年 | 111 | | 111 | |
| 两到三年 | 94 | | 110 | |
| 三到四年 | 70 | | 94 | |
| 四到五年 | — | | 70 | |
| | |
| 388 | | 498 | |
设施的费用和累计折旧计入经营租赁为#美元。802百万美元和美元360分别为2022年12月31日的百万美元(2021年-美元812百万美元和美元340分别为100万)。
销售型租赁
2022年8月4日，TC Energy宣布与墨西哥国有电力公司Comisión Federal de Electric(CFE)结成战略联盟，在墨西哥中部和东南部开发新的天然气基础设施。这一联盟将TC Energy的墨西哥子公司TGNH和CFE之前签署的与该公司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整合到一个单一的、以美元计价的TSA下，该TSA将持续到2055年。
合并后的TSA包含具有多个租赁和非租赁组成部分的租赁。租赁部分是指截至2022年12月31日，包括塔马祖查莱管道、雷耶斯别墅管道北段和图拉管道东段在内的在役管道为CFE提供的可用能力。非租赁部分代表公司在运营和维护在役的TGNH管道方面的服务。
综合TSA为CFE提供使用每项经确认的使用中资产的几乎所有经济利益，因此，综合TSA中的租赁安排被归类为销售型租赁。
该公司根据独立销售价格，采用预期成本加利润的方法，将合同对价的一部分分配给非租赁组成部分，用于提供运营和维护服务。由于围绕独立销售价格的不确定性，使用余额法将剩余对价分配给租赁组成部分。
租赁开始时，公司确认了销售型租赁的总投资净额。将军澳大老山公路的管道收费受收费规限，而收费的目的是收回提供服务的成本。据此，本公司运用判断厘定，于租赁安排开始时，相关资产的公允价值接近账面价值，而剩余价值则接近租赁期结束时的剩余账面价值。
下表列出了反映在公司综合资产负债表上的租赁净投资总额的组成部分：
| | | | | |
(百万加元) | 2022年12月31日 |
| |
| 租赁净投资 | |
| 最低租赁费 | 9,457 | |
未赚取的租赁收入 | (7,132) | |
| 应收租赁款 | 2,325 | |
预期信贷损失准备1 | (150) | |
| 未担保剩余价值现值 | 11 | |
| 2,186 | |
计入其他流动资产的流动部分(附注8) | (291) | |
| 1,895 | |
1包括$1百万美元的外币兑换损失。
根据现有的销售型租约，未来将收到的租赁款如下：
| | | | | |
| (百万加元) | 2022年12月31日 |
| |
| 不到一年 | 291 | |
| 一到两年 | 291 | |
| 两到三年 | 291 | |
| 三到四年 | 291 | |
| 四到五年 | 291 | |
| 五年多 | 8,002 | |
| 9,457 | |
随着与销售型租赁相关的资产投入使用，未来的租赁付款将会增加。
截至2022年12月31日止年度，本公司录得127百万美元的销售型租赁收入来自墨西哥天然气管道的收入。
截至2022年12月31日止年度，本公司录得149 million (2021 and 2020 – 零)工厂营运费用及其他与租赁净投资有关的ECL拨备。有关更多信息，请参阅附注28，风险管理和金融工具。
11. 股权投资
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | 所有权 利息为 2022年12月31日 | | 股权收益
投资 | | 权益
投资 |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 12月31日 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | | | | | | | | | | |
全面质量管理1 | 50.0 | % | | 17 | | | 12 | | | 12 | | | 165 | | | 118 | |
沿海GasLink1 | 35.0 | % | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 386 | |
| 美国天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 北部边界 | 50.0 | % | | 92 | | | 80 | | | 100 | | | 516 | | | 505 | |
| 千禧年 | 47.5 | % | | 103 | | | 91 | | | 96 | | | 500 | | | 474 | |
| 易洛魁人 | 50.0 | % | | 77 | | | 55 | | | 52 | | | 237 | | | 392 | |
| 其他 | 五花八门 | | 20 | | | 18 | | | 16 | | | 122 | | | 137 | |
| 墨西哥天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 德州苏尔区 | 60.0 | % | | 150 | | | 160 | | | 213 | | | 1,050 | | | 835 | |
| 液体管道 | | | | | | | | | | | |
大急流城1 | 50.0 | % | | 54 | | | 54 | | | 53 | | | 964 | | | 980 | |
Port Neches Link LLC2 | 95.0 | % | | — | | | — | | | — | | | 149 | | | 103 | |
HoustonLink管道1 | 50.0 | % | | 1 | | | 1 | | | — | | | 19 | | | 18 | |
北方信使1,3 | 零 | | — | | | 16 | | | 22 | | | — | | | — | |
| 电力和能源解决方案 | | | | | | | | | | | |
布鲁斯·鲍尔1 | 48.3 | % | | 537 | | | 411 | | | 439 | | | 5,783 | | | 4,493 | |
| 其他 | 五花八门 | | 2 | | | — | | | 16 | | | 30 | | | — | |
| | | | 1,054 | | | 898 | | | 1,019 | | | 9,535 | | | 8,441 | |
1被归类为非合并VIE。有关更多信息，请参阅附注32，可变利息实体。
2在2021年被归类为非合并VIE。有关更多信息，请参阅附注32，可变利息实体。
32021年11月，TC Energy出售了剩余的15北方快递的%股权。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
股权投资减值准备
2023年2月1日，Coastal GasLink LP宣布，Coastal GasLink管道项目修订后的资本成本预计约为#美元14.5十亿美元。项目预期资本成本增加导致TC Energy重新评估其在Coastal GasLink LP的投资，导致税前减值费用为#美元。3,048百万(美元)2,643税后)在2022年第四季度录得。有关更多信息，请参阅附注7，Coastal GasLink。
分配和贡献
截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的股权投资分配和对股权投资的贡献如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 分配 | | | | | |
德州苏尔德区债务偿还1,2 | 2,404 | | | 73 | | | — | |
| 从股权投资的经营活动中收到的分配 | 1,025 | | | 975 | | | 1,123 | |
其他1 | 228 | | | — | | | — | |
| 3,657 | | | 1,048 | | | 1,123 | |
| 投稿 | | | | | |
对Coastal GasLink的贡献1 | 1,414 | | | 92 | | | 101 | |
德州苏尔德区债务融资1,2 | 1,199 | | | — | | | — | |
对其他股权投资的贡献1 | 820 | | | 1,118 | | | 664 | |
| 3,433 | | | 1,210 | | | 765 | |
1包括在合并现金流量表的投资活动中。
2代表TC Energy在Sur de Texas债务融资要求和后续偿还中的比例份额。有关2022年与Sur de Texas合资企业的再融资活动的进一步信息，请参阅附注12，从附属公司应收贷款。
股权投资财务信息摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 收入 | | | | | |
| 收入 | 5,891 | | | 5,447 | | | 5,838 | |
| 运营和其他费用 | (3,390) | | | (3,293) | | | (3,341) | |
| 净收入 | 2,147 | | | 1,859 | | | 2,047 | |
| TC Energy的净收入 | 1,054 | | | 898 | | | 1,019 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 资产负债表 | | | |
| 流动资产 | 3,414 | | | 3,498 | |
| 非流动资产 | 37,713 | | | 30,165 | |
| 流动负债 | (2,856) | | | (2,540) | |
| 非流动负债 | (17,690) | | | (16,400) | |
于2022年12月31日，本公司股权投资的累计账面价值为$299主要由于Coastal GasLink LP的股权投资于2022年减值，部分抵销了收购时的公允价值调整或部分货币化以及建设期间资本化的利息，导致净资产中的累计相关股本减少了1百万美元。有关更多信息，请参阅附注7，Coastal GasLink。于2021年12月31日，本公司股权投资的累计账面价值为$1,109主要由于收购或部分货币化时的公允价值调整以及在建设期间资本化的利息，净资产中的累计基础股本高出100万欧元。
12. 从关联公司应收的贷款
关联方交易在正常业务过程中进行，并按交换金额计量，交换金额是关联方确定和商定的对价金额。
德州苏尔区
TC Energy持有60在与IEnova成立的一家合资企业中拥有5%的股权，该合资企业将拥有德州苏尔德河管道，TC Energy是该管道的运营商。2017年，TC Energy达成了一项MXN美元21.3与合资企业的无担保循环信贷安排，按浮动利率计息，于2022年3月15日到期时全额偿还，金额为$1.2十亿美元。
该公司的综合收益表反映了截至2022年3月15日偿还这笔应收贷款的相关利息收入和外汇影响，这些收入在合并后与TC Energy按比例计入的得克萨斯州南部股本收益中的相应金额完全抵销如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | | | | | | | 综合损益表中受影响的项目 |
| (百万加元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 | |
| | | | | | | | |
利息收入1 | | 19 | | | 87 | | | 110 | | | 利息收入及其他 |
利息支出2 | | (19) | | | (87) | | | (110) | | | 股权投资收益 |
汇兑损失1 | | (28) | | | (41) | | | (86) | | | 汇兑损失/(收益)，净额 |
外汇收益1 | | 28 | | | 41 | | | 86 | | | 股权投资收益 |
1包括在公司部门。
2022年3月15日，作为与Sur de Texas合资企业再融资活动的一部分，上述以比索计价的子公司间贷款被一笔相当于#美元的新的美元计价的子公司间贷款所取代。1.210亿(美元938百万美元)，实行浮动利率。2022年7月29日，Sur de Texas合资公司与第三方签订了一项无担保定期贷款协议，所得款项用于全额偿还与TC Energy的美元计价关联公司间贷款。
沿海天然气管道有限合伙企业
TC Energy持有35该公司拥有Coastal GasLink LP%的股权，并已签约开发和运营Coastal GasLink管道。
次级需求循环信贷安排
本公司与Coastal GasLink LP有附属的需求循环信贷安排，为该项目提供额外的短期流动性和资金灵活性。该贷款以浮动的市场利率计息，容量为#美元。100百万美元，未偿还余额为零 at December 31, 2022 (2021 – $1百万美元)反映在本公司综合资产负债表流动资产项下的联属公司应收贷款中。
次级贷款协议
2021年，TC Energy与Coastal GasLink LP达成了一项次级贷款协议。这份贷款协议于2022年7月28日修订。有关更多信息，请参阅附注7，Coastal GasLink。
13. 受利率管制的企业
TC Energy目前应用RRA的业务包括几乎所有加拿大、美国和墨西哥的天然气管道以及某些美国天然气储存业务。受利率管制的业务与监管机构既定利率所产生的经济影响相一致地核算和报告资产和负债，前提是该等利率旨在收回提供受管制服务的成本，而竞争环境使该等利率有可能被收取和收取。须受公用事业监管或费率厘定影响的若干收入及开支将于资产负债表中递延，并预期将在未来的服务费率中向客户收回或退还。
加拿大受监管的业务
TC Energy的大部分加拿大天然气管道受《加拿大能源监管法案》(CER Act)的CER监管。影响评估机构继续根据《经济、社会和文化权利法案》对指定项目进行评估。
CER监管联邦管辖范围内该公司加拿大监管的天然气输送系统的设施建设和运营，以及服务条款和条件，包括费率。
TC Energy的加拿大天然气传输服务是根据天然气运输费率提供的，该费率规定了成本回收，包括CER批准的资本回报和资本回报。对这些服务收取的费率通常是通过向监管机构提交申请的过程来设定的，在该过程中，包括资本回报率和回报率在内的预测运营成本决定了未来一年或多年的收入要求。在实际成本和收入或多或少超过预期成本和收入的情况下，监管机构通常允许将差额推迟到未来一段时间，并在那时以利率收回或退还。监管机构不允许递延的实际成本和预测成本之间的差额包括在确定发生当年的净收入中。根据运营的管道总长度，该公司最重要的受监管的加拿大天然气管道如下所述。
NGTL系统
NGTL系统目前在2020-2024年收入要求和解协议的条款下运行，其中包括ROE为10.1%On40被视为普通股权益的百分比。这一解决方案为NGTL系统提供了在通行费降至指定水平以下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，其中与预测金额的差异由NGTL系统及其客户分担。
加拿大主线
加拿大主线目前根据2014年批准的2015-2030年通行费申请(2014年决定)的条款运营。2015-2020年的条款六年制2014年的和解决定于2020年12月31日结束，其中包括净资产收益率为10.1%On40%的人认为普通股是一种既有上行风险又有下行风险的激励机制，20万元税后年度TC能源缴费降低收入要求。通过使用递延账户，即过渡性摊销账户和长期调整账户(LTAA)，实现了通行费稳定，以计算2015-2020年期间公司每年收入与服务成本之间的盈余或缺口六年制固定-2014年决定的收费期限。2014年的决定还指示TC Energy提交申请，审查2018-2020年期间的通行费。2018年12月，政府收到关于2018-2020年度使用费检讨的决定，其中包括加速摊销2017年12月31日的长期运输协会余额，并将综合折旧率从3.2%至3.9百分之一。
2020年4月，CER批准了六年制协商一致的和解(2021-2026年主线和解)于2021年1月1日生效。与之前的和解协议类似，2021-2026年的主线和解协议保持了基础股权回报率为10.1%On4010%被视为普通股，并包括通过对托运人和TC Energy都有利的分享机制来激励实现成本效益和/或增加管道上的收入。在计算主线固定通行费并在结算期内摊销时，列入了2020年底长期运输协定剩余余额的估计数作为调整数。与LTAA类似，短期调整账户(STAA)捕捉2021-2026年主线和解协议下每年系统收入与服务成本之间的盈余或缺口，当达到和解协议的预定门槛时，公司将在剩余的和解期限内开始摊销。
美国监管的运营
TC Energy在美国受监管的天然气管道根据1938年的《天然气法》(NGA)、1978年的《天然气政策法》和2005年的《能源政策法》的规定运营，并受FERC的管辖。NGA授予FERC建造、采购和运营管道和相关设施的权力，包括监管关税，其中包括服务的最高和最低费率，并允许美国受监管的天然气管道在非歧视性的基础上打折或谈判费率。根据实际所有权和运营的总管道长度，该公司最重要的受监管的美国天然气管道如下所述。
哥伦比亚天然气公司
哥伦比亚天然气公司的天然气运输和储存服务是根据FERC批准的费率提供的。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25日。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利率变化。
哥伦比亚天然气公司必须在2026年4月1日之前提交新的费率申请。先前累算的差饷退还
2022年第二季度，包括利息在内的债务被退还给客户。
此外，哥伦比亚天然气公司维持着FERC批准的现代化计划，允许收回成本并获得高达美元的额外投资回报1.210亿美元四年制到2024年，将对哥伦比亚天然气系统进行现代化改造，从而改善系统的完整性，增强服务的可靠性和灵活性。
ANR管道
ANR管道按照2016年FERC批准的费率和解协议确定的费率运营，直到2022年7月31日。为了满足2016年的和解条款，2022年1月28日，ANR管道向FERC提交了第4条费率案件，要求提高最高运输费率。2022年12月14日，ANR管道向FERC提交了一份和解规定和协议(ANR和解)。ANR和解协议反映了ANR管道及其托运人和FERC工作人员达成的协议，以解决与2022年1月28日提交的原始费率案件有关的所有未决问题。ANR的和解协议没有争议，目前正在等待FERC的最终批准，预计将于2023年初获得批准。
哥伦比亚湾
哥伦比亚湾与其客户达成了利率和解协议，该协议于2019年12月获得FERC批准，提高了哥伦比亚湾的追索权费率，并于2020年8月1日生效。这项和解确立了2022年8月1日到期的费率案件和关税申请暂停，哥伦比亚湾必须在2027年1月31日之前根据NGA第4条提交一般费率案件，新费率将于2027年8月1日生效。
五大湖
五大湖根据FERC于2018年2月批准的和解协议运营，其中不包括暂停；然而，五大湖被要求在2022年3月31日之前申请新的费率。
2022年3月18日，五大湖向FERC提交了一份利率和解协议(2022年五大湖和解协议)，该协议履行了五大湖2017年和解协议中的义务，即利率将不迟于2022年10月1日生效。FERC于2022年4月26日批准的2022年五大湖定居点，在2025年10月31日之前保持了五大湖现有的最高运输率。2022年的五大湖定居点包含一项暂停到2025年10月31日的禁令。五大湖将被要求在2025年4月30日之前申请新的费率，新的费率不迟于2025年11月1日生效。
塔斯卡罗拉
Tuscarora在2019年8月1日生效的FERC批准的利率和解协议中确定的利率下运营。根据这项和解协议的条款，Tuscarora必须在2023年2月1日之前申请新的费率生效。Tuscarora于2022年7月29日向FERC提交了NGA第4条的一般费率案件，要求从2023年2月1日起将最高费率提高到最高费率，但可退款。
墨西哥监管业务
TC Energy的墨西哥天然气管道受CRE监管，并按照CRE批准的费率运营。TC Energy墨西哥天然气管道的现行费率符合CRE经济法规，该法规规定了成本回收，包括投资资本的回报和回报。
监管资产和负债
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 | | 剩余 恢复/ 安置点 期间 (年) |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 监管资产 | | | | | |
递延所得税1 | 1,817 | | | 1,509 | | | 不适用 |
退休金和其他退休后福利1,2 | 28 | | | 203 | | | 不适用 |
长期债务外汇1,3 | 19 | | | 3 | | | 1-7 |
运营和偿债监管资产4 | 2 | | | 1 | | | 1 |
| 其他 | 111 | | | 104 | | | 不适用 |
| | 1,977 | | | 1,820 | | | |
减去：计入其他流动资产的流动部分(附注8) | 67 | | | 53 | | | |
| | 1,910 | | | 1,767 | | | |
| 监管责任 | | | | | |
| | | | | |
管道放弃信托余额5 | 2,014 | | | 2,086 | | | 不适用 |
递延所得税--美国税制改革6 | 1,197 | | | 1,141 | | | 不适用 |
加拿大主线桥接摊销帐户7 | 429 | | | 483 | | | 8 |
移走的费用8 | 337 | | | 254 | | | 不适用 |
加拿大干线短期调整和稳定通行费账户7,9 | 284 | | | 60 | | | 不适用 |
加拿大主线长期调整帐户7,10 | 149 | | | 186 | | | 4 |
递延所得税1 | 181 | | | 139 | | | 不适用 |
经营和偿债监管负债4 | 50 | | | 32 | | | 1 |
除养恤金外的离职后和退休福利11 | 43 | | | 40 | | | 不适用 |
退休金和其他退休后福利2 | 10 | | | 13 | | | 不适用 |
| 其他 | 99 | | | 66 | | | 不适用 |
| | 4,793 | | | 4,500 | | | |
减去：应付账款及其他中的当期部分(附注17) | 273 | | | 200 | | | |
| | 4,520 | | | 4,300 | | | |
1这些监管资产和负债是由非现金交易支撑的，或者在监管机构批准的情况下不计回报准备金而收回。因此，这些监管资产或负债不包括在利率基数内，在恢复期间不会产生投资回报。
2这些余额是对养老金计划和其他退休后福利义务的监管抵消，只要这些金额预计将在未来的费率中从客户那里收取或退还给客户。
3NGTL系统的长期债务外汇是指将外币计价的债务工具从发行时的历史汇率重估为当前汇率所产生的差异。外债到期或提前赎回时实现的汇兑损益，可望通过确定未来通行费予以追回或退还。
4营业和偿债监管资产和负债是成本和收入差异的累积，将计入下一年的费率确定中。
5这一余额是从托运人收取的通行费中收取的金额，并包括在LMCI限制性投资中，为未来放弃该公司受CER监管的管道设施提供资金。
62017年，美国企业所得税税率从35%降至21%，原因是H.R.1，即减税和就业法案(U.S.Tax Innovation)。在适用的情况下，这一美国监管业务余额代表由2018年FERC规定的与美国税制改革相关的变化推动的既定监管负债，这些变化将在不同的条款上摊销，与导致监管负债的基础递延税收负债的预期冲销大致相同。
7这些监管账户用于获取2015-2030年结算期内的收入和成本差异加上通行费稳定调整。
8这一余额是指已经并将继续计入折旧率并计入某些费率管制业务的服务费率的预期移除成本，以备未来发生的成本。
9根据2021-2026年主线和解协议的条款，STAA账户将在和解协议概述的期限内，在达到预定门槛时开始摊销。
10根据2021-2026年主线和解协议的条款，美元223一百万美元在六年制结算条件。
11这一余额是ANR估计需要向客户退还的退休后和离职后福利金额，这些金额是通过FERC批准的费率收取的，尚未用于向员工支付福利。根据FERC批准的利率和解协议，美元43百万(美元)322022年12月31日的余额将通过未来的监管程序解决，因此，目前无法确定结算期。
14. 商誉
公司在综合资产负债表上的商誉余额由以下金额组成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万) | 加拿大人
美元 | | 我们
美元 | | 加元 | | 我们
美元 |
| | | | | | | |
| 哥伦比亚管道集团。 | 9,948 | | | 7,351 | | | 9,303 | | | 7,351 | |
| ANR | 2,634 | | | 1,946 | | | 2,464 | | | 1,946 | |
| 五大湖 | 165 | | | 122 | | | 725 | | | 573 | |
| 北巴哈 | 65 | | | 48 | | | 61 | | | 48 | |
| 塔斯卡罗拉 | 31 | | | 23 | | | 29 | | | 23 | |
| | 12,843 | | | 9,490 | | | 12,582 | | | 9,941 | |
商誉的变化如下：
| | | | | | | |
| (百万加元) | 美国天然
天然气管道 | | |
| | | |
| 2021年1月1日的余额 | 12,679 | | | |
| 外汇汇率变动 | (97) | | | |
2021年12月31日的余额1 | 12,582 | | | |
| 五大湖减值费用 | (571) | | | |
| 外汇汇率变动 | 832 | | | |
2022年12月31日的余额1 | 12,843 | | | |
1代表截至2022年12月31日的商誉总额$14,578 million (2021 – $13,746百万美元)，扣除累计减值$1,735 million (2021 – $1,164百万)。
作为截至2022年12月31日的年度商誉减值评估的一部分，本公司评估了影响除ANR报告单位以外的所有报告单位的相关报告单位公允价值的定性因素。经确定，这些报告单位的公允价值极有可能超过其账面价值，包括商誉。
ANR
本公司选择于2022年12月31日直接进行量化年度减值测试2,634百万(美元)1,946在2016年12月31日的上一次测试和2022年原则上的ANR和解之后，与ANR报告单位有关的商誉。经确定，于2022年12月31日，ANR的公允价值超过了包括商誉在内的账面价值。
五大湖
在2022年第一季度，TC Energy选择寻求一个意想不到的机会，延长五大湖的现有追索率。这促使公司重新评估将追索权利率维持在当前水平的影响，而不是在2022年推进先前推定的五大湖利率案件程序。
2022年3月18日，五大湖与其客户达成了一项备案前和解协议，并向FERC提交了一份无异议的利率案件和解协议，根据和解协议，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利率确定性，但它促使五大湖重新评估长期自由现金流。由于追索率在未来三年保持在目前的水平，增加合同、增长和其他近期商业和监管机会的预期受到了负面影响。
管理层进行了量化减值测试，通过使用风险调整贴现率的贴现现金流分析评估了一系列假设。经确定，五大湖报告单位的估计公允价值不再超过其账面价值，包括商誉，有必要计入减值费用。因此，本公司录得税前商誉减值费用为#美元。571百万(美元)531美国天然气管道部分的税后利润)，计入商誉和资产减值费用以及公司综合收益表的其他费用。与五大湖有关的剩余商誉余额为美元1222022年12月31日(2021年12月31日-美元)573百万)。未来现金流预测的持续减少和其他关键假设的不利变化可能导致与五大湖有关的商誉余额今后出现减值。
本公司选择将商誉减值费用首先分配给不可扣除所得税的商誉，其余费用分配给可扣税的商誉。大湖区商誉减值费用的大部分分配给了不可抵扣的商誉和所得税退还#美元。40百万美元可归因于商誉中可用于所得税扣除的部分。
本公司商誉减值分析中使用的估计公允价值计量被归类为第三级。在确定每个报告单位的量化商誉减值测试中使用的公允价值时，本公司使用了其对未来现金流量的预测，并采用了涉及重大估计和判断的风险调整贴现率。
资产剥离计划
TC Energy宣布了一项资产剥离计划，可能涉及剥离报告单位或其中的一部分。如果销售交易显示的价值低于先前估计的价值，商誉可能会受到损害。这些资产剥离可能包括与商誉相关的资产。如果部分出售该等资产，预期收益将在管理层评估留存权益及任何相关商誉的公允价值时予以考虑。
15. 其他长期资产
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
递延所得税资产(附注19) | 1,070 | | | 509 | |
雇员退休后福利(附注27) | 563 | | | 312 | |
长期合同资产(附注5) | 355 | | | 249 | |
Keystone环保拨备回收(附注17) | 240 | | | — | |
| 发展中的资本项目 | 99 | | | 42 | |
衍生工具合约的公允价值(附注28) | 91 | | | 48 | |
Keystone XL合同追回(注6) | 44 | | | 50 | |
| 其他 | 323 | | | 193 | |
| | 2,785 | | | 1,403 | |
16. 应付票据
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | 截至12月31日的未偿还款项 | | 加权
平均值
利率
每年
12月31日 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 加权
平均值
利率
每年
12月31日 |
| | | | | | | |
加拿大1 | 5,971 | | | 4.9 | % | | 4,953 | | | 0.4 | % |
U.S. (2022 – 零; 2021 – US$54) | — | | | — | | | 68 | | | 0.3 | % |
墨西哥(2022年--美元215; 2021 – US$115)2 | 291 | | | 6.0 | % | | 145 | | | 1.7 | % |
| | 6,262 | | | | | 5,166 | | | |
1截至2022年12月31日，应付票据由以加元计价的#美元票据组成。2,810 million (2021 – $1,989百万美元)和美元面值钞票2,336百万欧元(2021年--美元2,341百万)。
2该公司墨西哥子公司的需求优先无担保循环信贷安排可以墨西哥比索或美元提取，最高额度为MXN$5.0十亿美元或等值的美元。
2022年11月22日，横贯加拿大管道有限公司(TCPL)签订了一份为期364天的1.5以浮动利率计息的10亿优先无担保定期贷款。截至2022年12月31日和2021年12月31日，应付票据反映了TCPL在加拿大、美国TransCanada管道美国有限公司(TCPL USA)和墨西哥一家全资子公司在墨西哥的短期借款。
截至2022年12月31日，已承诺的循环和即期信贷安排总额为#美元12.9 billion (2021 – $12.4十亿美元)。在提取时，这些信贷额度的利息按加拿大和美国银行的谈判浮动利率以及其他谈判的财务基础收取。这些无担保信贷安排包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | |
| (除非另有说明，否则以数十亿加元计) | | | | 2022 | | 2021 | |
| 借款人 | | 描述 | | 成熟期 | | 总设施 | | 未使用的容量1 | | 总设施 | |
| | | | | | | | | | | |
承诺的、银团的、循环的、可扩展的、高级无担保信贷安排2: | |
| TCPL | | 支持TCPL的加元商业票据计划，并用于一般企业用途 | | 2027年12月 | | 3.0 | | 1.7 | | 3.0 | |
TCPL/TCPL USA/Columbia/TransCanada American Investments Ltd. | | 支持TCPL和TCPL USA的美元商业票据计划，并用于借款人的一般企业目的，由TCPL担保 | | 2023年12月 | | 我们3.0 | | 我们0.6 | | 我们4.5 | |
TCPL/TCPL USA/Columbia/TransCanada American Investments Ltd. | | 支持TCPL和TCPL USA的美元商业票据计划，并由TCPL担保，用于借款人的一般和公司目的 | | 2025年12月 | | 我们2.5 | | 我们2.5 | | 我们1.0 | |
| | | | | | | | | | | |
要求优先无担保循环信贷安排2: | | |
| TCPL/TCPL使用 | | 支持信用证的签发并提供额外的流动资金；TCPL美国贷款由TCPL担保 | | 需求 | | 2.1 | 3 | 1.0 | | 2.1 | 3 |
| 墨西哥子公司 | | 用于墨西哥的一般企业用途，由TCPL担保 | | 需求 | | MXN5.0 | 3 | MXN0.8 | | MXN5.0 | 3 |
1未使用的能力是未偿还的商业票据和便利提取的净额。
2与公司子公司之间的各种信托契约和信贷安排的规定可能会限制它们在某些情况下宣布和支付股息或进行分配的能力。如果实施这些限制，它们可能会反过来影响公司宣布普通股和优先股并支付股息的能力。这些信托契约和信贷安排还要求公司遵守各种肯定和否定的契约，并保持一定的财务比率。截至2022年12月31日，该公司遵守了所有财务契约。
3或相当于美元的货币。
截至2022年12月31日止年度，上述设施的维修费用为#美元。14 million (2021 – $17 million; 2020 – $21百万)。
17. 应付帐款及其他
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 贸易应付款 | 4,330 | | | 4,183 | |
衍生工具合约的公允价值(附注28) | 871 | | | 221 | |
| Keystone环境条款 | 650 | | | — | |
Coastal GasLink合同贡献(附注7、11和32) | 537 | | | — | |
监管责任(附注13) | 273 | | | 200 | |
合约责任(附注5) | 62 | | | 90 | |
丙类权益(附注6) | 37 | | | 75 | |
| 其他 | 389 | | | 330 | |
| | 7,149 | | | 5,099 | |
Keystone环境条款
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。截至2022年12月31日，该公司应计环境补救责任#美元650100万美元，在预期的保险赔偿之前，不包括可能的罚款和目前无法确定的罚款。这一金额是公司对完全修复现场所需的应急反应、环境补救和清理活动的成本估计，并已在未贴现的基础上记录。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，该公司合理地可能会产生超出应计金额的额外成本。TC Energy已累计了环境修复的最低估计成本；然而，该公司目前无法估计可能成本的最大范围。
TC Energy有适当的保单，很可能大部分估计的环境修复成本将有资格在公司现有的保险范围内获得追回。该公司已记录的资产为#美元。410百万美元的其他流动资产和240其他长期资产为100万美元，即预计收回估计的环境补救费用。预计将从保险公司收回的估计保险金额与环境补救费用在同一损益表列示。在超出应计金额的范围内发生的成本，将根据公司现有的保险单进行评估。该公司预计补救活动将在一年内基本完成。
18. 其他长期负债
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
经营租赁义务(附注10) | 379 | | | 380 | |
衍生工具合约的公允价值(附注28) | 151 | | | 47 | |
雇员退休后福利(附注27) | 111 | | | 174 | |
| 资产报废债务 | 79 | | | 61 | |
长期合同负债(附注5) | 32 | | | 184 | |
| 其他 | 265 | | | 213 | |
| | 1,017 | | | 1,059 | |
19. 所得税
所得税前收入的地域构成
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 加拿大 | (2,154) | | | (292) | | | 691 | |
| 外国 | 3,528 | | | 2,458 | | | 4,416 | |
| 所得税前收入 | 1,374 | | | 2,166 | | | 5,107 | |
所得税拨备
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 当前 | | | | | |
| 加拿大 | 43 | | | 29 | | | (54) | |
| 外国 | 372 | | | 276 | | | 306 | |
| | 415 | | | 305 | | | 252 | |
| 延期 | | | | | |
| 加拿大 | (467) | | | (327) | | | (224) | |
| 外国 | 641 | | | 142 | | | 166 | |
| | 174 | | | (185) | | | (58) | |
| 所得税费用 | 589 | | | 120 | | | 194 | |
所得税费用的对账
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 所得税前收入 | 1,374 | | | 2,166 | | | 5,107 | |
| 联邦和省法定税率 | 23.0 | % | | 23.0 | % | | 24.0 | % |
| 预期所得税费用 | 316 | | | 498 | | | 1,226 | |
| 外国所得税税率差异 | (271) | | | (230) | | | (258) | |
| 与受监管业务有关的所得税差额 | (174) | | | (139) | | | (228) | |
| 非控股权益和股权投资的收入 | (54) | | | (70) | | | (141) | |
| | | | | |
| 估值免税额/(发放) | 199 | | | (8) | | | (400) | |
| 免税资本(收益)和亏损 | 173 | | | — | | | (62) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 结清墨西哥前几年的所得税评税 | 196 | | | — | | | — | |
| 美国最低税额 | 96 | | | — | | | — | |
| 不可扣除商誉减值 | 91 | | | — | | | — | |
墨西哥通货膨胀调整的影响 | 24 | | | 32 | | | 7 | |
| 其他 | (7) | | | 37 | | | 50 | |
| 所得税费用 | 589 | | | 120 | | | 194 | |
递延所得税资产和负债
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 递延所得税资产 | | | |
| 税损和信用结转 | 1,519 | | | 1,163 | |
| 监管和其他递延金额 | 571 | | | 537 | |
| 长期债务未实现汇兑损失 | 333 | | | 130 | |
| | | |
| 其他 | 193 | | | 46 | |
| | 2,616 | | | 1,876 | |
| 减去：估值免税额 | 640 | | | 229 | |
| 1,976 | | | 1,647 | |
| 递延所得税负债 | | | |
| 厂房、财产和设备的核算和计税基础的差异 | 6,686 | | | 5,616 | |
| 股权投资 | 1,152 | | | 1,219 | |
| 按未来收入要求征税 | 397 | | | 333 | |
| 金融工具 | 126 | | | — | |
| 其他 | 193 | | | 112 | |
| | 8,554 | | | 7,280 | |
| 递延所得税净负债 | 6,578 | | | 5,633 | |
上述递延税额在合并资产负债表中分类如下：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 递延所得税资产 | | | |
其他长期资产(附注15) | 1,070 | | | 509 | |
| 递延所得税负债 | | | |
| 递延所得税负债 | 7,648 | | | 6,142 | |
| 递延所得税净负债 | 6,578 | | | 5,633 | |
于2022年12月31日，本公司已确认非资本亏损结转利益为$5,429 million (2021 – $4,067100万)用于加拿大的联邦和省级用途，2030年至2042年到期。该公司尚未确认资本损失结转收益#美元。251 million (2021 – $21百万)用于加拿大的联邦和省级用途，没有到期日。该公司还享有安大略省公司最低税额(CMT)$126 million (2021 – $113百万)，从2026年到2042年到期。截至2022年12月31日，公司尚未确认CMT信用额度为$22 million (2021 – 零).
截至2022年12月31日，公司已充分利用净营业亏损结转收益(2021年-美元446百万美元)用于美国的联邦目的。
于2022年12月31日，本公司已确认净营业亏损结转利益为美元69 million (2021 – US$10100万)，将于2024年至2032年到期。
TC Energy记录的所得税估值免税额为#美元。640百万美元和美元229分别为2022年12月31日和2021年12月31日的递延所得税资产余额。估值准备金增加的主要原因是未确认资本损失的汇兑变动和Coastal Gaslink股权投资的未实现资本损失。于2022年12月31日，本公司录得美元173由于Coastal GasLink股权投资减值导致部分减值产生未实现的非应税资本亏损，导致估值拨备为100万欧元。截至2022年12月31日，这些损失尚未确认。在每个报告日期，公司都会考虑可能影响其对递延税项资产未来变现的看法的新证据，无论是积极的还是消极的。截至2022年12月31日，本公司认定有足够的积极证据得出结论，认为递延税项净资产更有可能实现。
于2020年12月31日，本公司录得美元400百万美元的估值津贴主要是由于最终投资决定继续建设Keystone XL管道，出售安大略省天然气发电厂和出售65Coastal GasLink LP的%股权。有关出售安大略省天然气发电厂和Coastal GasLink LP股权的其他信息，请参阅附注30，收购和处置。
外商投资未汇出收益
对于公司在可预见的将来不打算汇回国内的外国投资的未汇出收益，没有规定所得税。到2022年12月31日，递延所得税负债将增加约1美元。1,216 million (2021 – $896百万)，如果有这些税的规定的话。
缴纳所得税
缴纳所得税#美元3942022年支付了100万美元(2021年--扣除退款净额为#美元371百万美元；2020年--扣除退款后的付款净额为$252百万)。
未确认税收优惠的对账
以下是未确认税收优惠总额的年度变化对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 年初未确认的税收优惠 | 80 | | | 52 | | | 29 | |
| 毛收入增长--前几年的税收状况 | 6 | | | 5 | | | 26 | |
| 毛减--前几年的纳税状况 | — | | | (1) | | | (2) | |
| 毛收入增长--本年度税收状况 | 7 | | | 26 | | | 1 | |
| | | | | |
| 诉讼时效的失效 | (2) | | | (2) | | | (2) | |
| 年底未确认的税收优惠 | 91 | | | 80 | | | 52 | |
TC Energy的做法是在所得税支出中确认与所得税不确定性相关的利息和罚款。截至2022年12月31日的年度所得税支出为美元6百万利息支出(2021年-$1 million; 2020 – $4百万)。截至2022年12月31日，本公司已累计应计$18百万美元的利息支出(2021年-美元12 million; 2020 – $11百万)。公司招致不是与截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度所得税支出相关的所得税不确定性相关的罚款，以及不是罚款于2022年12月31日、2021年12月31日和2020年应计。
根据税务机关的审计审查结果及其他法规修订，TC Energy预计未来12个月内不会对其财务报表产生重大影响的未确认税收优惠进行进一步调整。
TC Energy及其子公司须缴纳加拿大联邦和省级所得税，美国联邦、州和地方所得税，或其他国际司法管辖区的相关所得税。本公司已实质上完成了截至2014年的所有加拿大联邦和省所得税事宜。几乎所有美国联邦、州和地方所得税的实质性问题都是在2015年之前的几年里完成的。除了下文进一步描述的情况外，墨西哥几乎所有重大所得税事项都已在2014年前多年结案。
墨西哥税务审计
2019年，墨西哥税务机关税务总局(SAT)完成了对公司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，以及评估总额不到美元的附加税、罚款和财务费用。1百万美元。该公司不同意这一评估，并开始提起诉讼对其提出质疑。2022年1月，TC Energy收到了税务法院对2013年纳税申报单的裁决，该裁决支持了SAT的评估。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。这些摊款总额约为#美元。490收入和预扣税、利息、罚款和其他财务费用为100万美元。
2022年，TC Energy与SAT就2013至2021纳税年度的所有上述事项达成和解，并记录了美元196百万(美元)153所得税支出，包括截至2022年12月31日的年度的预扣税、利息、罚款和其他财务费用。
20. 长期债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未清偿款项 | | | 2022 | | 2021 |
| 到期日 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 利息 费率1 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 利息 费率1 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 中期票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2023 to 2052 | | 13,966 | | | 4.5 | % | | 12,491 | | | 4.2 | % |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 – US$15,542; 2021 – US$16,542)
| 2023 to 2049 | | 21,032 | | | 4.9 | % | | 20,936 | | | 4.8 | % |
| | | | 34,998 | | | | | 33,427 | | | |
| 诺瓦天然气输送有限公司。 | | | | | | | | | |
| 债券和票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2024 | | 100 | | | 9.9 | % | | 100 | | | 9.9 | % |
U.S. (2022 and 2021 – US$200) | 2023 | | 271 | | | 7.9 | % | | 254 | | | 7.9 | % |
| 中期票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2025 to 2030 | | 504 | | | 7.4 | % | | 504 | | | 7.4 | % |
U.S. (2022 and 2021 – US$33) | 2026 | | 44 | | | 7.5 | % | | 41 | | | 7.5 | % |
| | | 919 | | | | | 899 | | | |
| 哥伦比亚管道集团有限公司。 | | | | | | | | | |
高级无担保票据2 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 and 2021 – US$1,500) | 2025 to 2045 | | 2,030 | | | 4.9 | % | | 1,898 | | | 4.9 | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| ANR管道公司 | | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 – US$1,172; 2021 – US$372) | 2024 to 2037 | | 1,587 | | | 4.1 | % | | 472 | | | 5.3 | % |
| TC管道，LP | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 and 2021 – US$850) | 2025 to 2027 | | 1,150 | | | 4.2 | % | | 1,076 | | | 4.2 | % |
| | | | | | | | | |
| 西北输气有限责任公司 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 and 2021 – US$325) | 2030 to 2035 | | 440 | | | 4.3 | % | | 411 | | | 4.3 | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未清偿款项 | | | 2022 | | 2021 |
| 到期日 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 利息 费率1 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 利息 费率1 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 波特兰天然气输送系统 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 and 2021 – US$250 ) | 2030 to 2031 | | 338 | | | 2.8 | % | | 316 | | | 2.8 | % |
| | | | | | | | | |
| 五大湖天然气输送有限合伙企业 | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 – US$146; 2021 – US$167) | 2028 to 2030 | | 198 | | | 7.6 | % | | 211 | | | 7.6 | % |
| 塔斯卡罗拉天然气输送公司 | | | | | | | | |
| 无担保定期贷款 | | | | | | | | | |
U.S. (2022 – US$34; 2021 – US$36) | 2024 | | 46 | | | 6.5 | % | | 46 | | | 1.3 | % |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | 41,706 | | | | | 38,756 | | | |
| 长期债务的当期部分 | | | (1,898) | | | | | (1,320) | | | |
| 未摊销债务贴现和发行成本 | | | (239) | | | | | (243) | | | |
公允价值调整3 | | | 76 | | | | | 148 | | | |
| | | | 39,645 | | | | | 37,341 | | | |
1利率为除与本公司加拿大受监管天然气业务发行的长期债务有关的利率外的实际利率，在这种情况下，加权平均利率按监管机构批准的方式公布。实际利率是通过贴现预期的未来利息支付，并根据贷款费用、保费和折扣进行调整而计算出来的。加权平均利率及实际利率于各自未偿还日期列示。
2哥伦比亚的某些子公司为哥伦比亚的优先无担保票据的本金支付提供了担保。哥伦比亚债务的每个担保人都必须遵守债务契约下的契约，如果发生违约，担保人将有义务支付本金和相关利息。
3公允价值调整包括#美元140 million (2021 – $148百万美元)与收购哥伦比亚管道集团有关。这些调整还包括减少#美元。64 million (2021 – 零)与对冲的利率风险有关。有关更多信息，请参阅附注28，风险管理和金融工具。
还本付息
截至2022年12月31日，公司长期债务未来五年的本金偿还情况大致如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 |
| | | | | | | | | | |
| 偿还长期债务的本金 | | 1,898 | | 2,782 | | 2,827 | | 2,278 | | 3,113 |
发行的长期债务
本公司在截至2022年12月31日的三年内发行的长期债务如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | |
| 公司 | | 发行日期 | | 类型 | | 到期日 | | 金额 | | 利率 | |
| | | | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | |
| | May 2022 | | 中期票据 | | May 2032 | | 800 | | 5.33 | % | |
| | May 2022 | | 中期票据 | | May 2026 | | 400 | | 4.35 | % | |
| | May 2022 | | 中期票据 | | May 2052 | | 300 | | 5.92 | % | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2024年10月 | | 我们1,250 | | 1.00 | % | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2031年10月 | | 我们1,000 | | 2.50 | % | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2024年6月 | | 750 | | 漂浮 | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2031年6月 | | 500 | | 2.97 | % | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2047年9月 | | 250 | | 4.33 | % | 1 |
| | 2020年4月 | | 高级无担保票据 | | 2030年4月 | | 我们1,250 | | 4.10 | % | |
| | 2020年4月 | | 中期票据 | | 2027年4月 | | 2,000 | | 3.80 | % | |
| ANR管道公司 | |
| | May 2022 | | 高级无担保票据 | | May 2032 | | 我们300 | | 3.43 | % | |
| | May 2022 | | 高级无担保票据 | | May 2034 | | 我们200 | | 3.58 | % | |
| | May 2022 | | 高级无担保票据 | | May 2037 | | 我们200 | | 3.73 | % | |
| | May 2022 | | 高级无担保票据 | | May 2029 | | 我们100 | | 3.26 | % | |
| 波特兰天然气输送系统 | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2031年10月 | | 我们125 | | 2.68 | % | |
| | 2020年10月 | | 高级无担保票据 | | 2030年10月 | | 我们125 | | 2.84 | % | |
| 塔斯卡罗拉天然气输送公司 | |
| | 2021年8月 | | 无担保定期贷款 | | 2024年8月 | | 我们13 | | 漂浮 | |
Keystone XL子公司2 | |
| | 五花八门 | | 项目级信贷安排 | | 2021年6月 | | 我们849 | | 漂浮 | |
哥伦比亚管道集团有限公司。3 | | | | | | | | | | | |
| | 2021年1月 | | 无担保定期贷款 | | 2022年6月 | | 我们4,040 | | 漂浮 | |
| 西北输气有限责任公司 | |
| | 2020年6月 | | 高级无担保票据 | | 2030年6月 | | 我们175 | | 3.12 | % | |
沿海天然气管道有限合伙企业4 | |
| | 2020年4月 | | 高级担保信贷安排 | | 2027年4月 | | 1,603 | | 漂浮 | |
1反映先前发行的中期票据(MTN)重新发行时的票面利率。中期债券的发行价格高于票面价值，导致再发行收益率为4.186百分之一。
22021年1月，本公司成立了美元4.1支持Keystone XL管道建设的10亿项目级信贷安排，该项目由艾伯塔省政府充分担保，不求助于TC Energy。这项信贷安排的可获得性随后减少到#美元。1.62021年6月，艾伯塔省政府全额偿还了10亿美元和所有未付款项。有关更多信息，请参阅注释6，Keystone XL。
32020年12月，哥伦比亚签署了一项美元4.210亿无担保定期贷款协议。2021年1月，美元4.0从无担保定期贷款中提取了10亿美元，贷款协议下的总可获得性相应减少。这笔贷款已于2021年12月全额偿还并注销。
42020年4月，Coastal GasLink LP签订了有担保的长期项目融资信贷安排。2020年5月，TC Energy完成了对一家65Coastal GasLink LP的%股权，并随后占其剩余股份的35%的权益，使用权益法。就在股权出售之前，Coastal GasLink LP最初提取了$1.610亿美元的信贷安排，其中约1.5向TC Energy支付了10亿美元。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
报废/偿还的长期债务
在截至2022年12月31日的三年中，公司偿还/偿还的长期债务如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| 公司 | | 退休/还款日期 | | 类型 | | 金额 | | 利率 |
| | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | |
| | 2022年12月 | | 中期票据 | | 25 | | | 9.95 | % |
| | 2022年8月 | | 高级无担保票据 | | 我们1,000 | | 2.50 | % |
| | 2021年11月 | | 中期票据 | | 500 | | | 3.65 | % |
| | 2021年1月 | | 债券 | | 我们400 | | 9.875 | % |
| | 2020年11月 | | 债券 | | 250 | | | 11.80 | % |
| | 2020年10月 | | 高级无担保票据 | | 我们1,000 | | 3.80 | % |
| | 2020年3月1 | | 高级无担保票据 | | 我们750 | | 4.60 | % |
| 哥伦比亚管道集团有限公司。 | | | | | | | | |
| | 2021年12月 | | 无担保定期贷款2 | | 我们4,040 | | 漂浮 |
| | 2020年6月 | | 高级无担保票据 | | 我们750 | | 3.30 | % |
| 北巴哈管道有限责任公司 | | | | | | | | |
| | 2021年12月 | | 无担保定期贷款 | | 我们50 | | 漂浮 |
| TC管道，LP | | | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 无担保定期贷款 | | 我们450 | | 漂浮 |
| | 2021年3月 | | 高级无担保票据 | | 我们350 | | 4.65 | % |
| ANR管道公司 | | | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 高级无担保票据 | | 我们300 | | 9.625 | % |
| 五大湖天然气输送有限合伙企业 | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 高级无担保票据 | | 我们10 | | 9.09 | % |
| 波特兰天然气输送系统 | | | | | | |
| | 2021年10月 | | 无担保贷款安排 | | 我们93 | | 漂浮 |
| | 2020年10月 | | 无担保贷款安排 | | 我们99 | | 漂浮 |
Keystone XL子公司3 |
| | 2021年6月 | | 项目级信贷安排 | | 我们849 | | 漂浮 |
| 西北输气有限责任公司 | | | | | | | | |
| | 2020年6月 | | 高级无担保票据 | | 我们100 | | 5.29 | % |
1相关未摊销债务发行成本为#美元8百万美元计入截至2020年12月31日的年度综合损益表的利息支出。
22020年12月，哥伦比亚签署了一项美元4.210亿无担保定期贷款协议。2021年1月，美元4.0从无担保定期贷款中提取了10亿美元，贷款协议下的总可获得性相应减少。这笔贷款已于2021年12月全额偿还并注销。相关未摊销债务发行成本为#美元5在截至2021年12月31日的年度综合收益表中，利息支出包括100万美元。
32021年6月，根据担保条款，艾伯塔省政府偿还了美元849按浮动利率计息的Keystone XL项目级信贷安排下的未偿还余额为1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元的未偿还余额按浮动利率计息，随后被终止，对TC Energy没有现金影响。有关更多信息，请参阅注释6，Keystone XL。
2021年3月，公司的子公司TC管道有限责任公司终止了其在500以浮动利率计息的百万无担保贷款工具不是金额是未偿还的。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 长期债务利息 | 1,883 | | | 1,841 | | | 1,963 | |
| 次级票据的利息 | 543 | | | 453 | | | 470 | |
| 短期债务利息 | 153 | | | 10 | | | 46 | |
| 资本化利息 | (27) | | | (22) | | | (294) | |
摊销和其他财务费用1 | 36 | | | 78 | | | 43 | |
| | 2,588 | | | 2,360 | | | 2,228 | |
1摊销和其他财务费用包括用有效利率法计算的交易成本和债务折扣的摊销，以及用于管理公司在利率变化中的风险的衍生品损失。
公司支付了#美元的利息。2,478 million in 2022 (2021 – $2,299 million; 2020 – $2,203长期债务、次级票据和短期债务，扣除利息后资本化。
21. 次级票据
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022 | | 2021 | |
| 未偿还贷款金额 | 成熟性
日期 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 有效 利率1 | | 截至12月31日的未偿还款项 | | 有效 利率1 | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | | | |
美元1,0002007年发行的钞票 在…6.35%2 | 2067 | | 1,353 | | | 6.2 | % | | 1,265 | | | 4.0 | % | |
美元750已于2015年发行的票据5.875%3,4 | 2075 | | 1,015 | | | 7.4 | % | | 949 | | | 5.0 | % | |
美元1,200于2016年发行的票据6.125%3,4 | 2076 | | 1,624 | | | 8.0 | % | | 1,519 | | | 5.8 | % | |
美元1,500于2017年发行的票据5.55%3,4 | 2077 | | 2,030 | | | 7.1 | % | | 1,899 | | | 4.7 | % | |
$1,500于2017年发行的票据4.90%3,4 | 2077 | | 1,500 | | | 6.8 | % | | 1,500 | | | 4.5 | % | |
美元1,100于2019年发行的票据5.75%3,4 | 2079 | | 1,488 | | | 7.6 | % | | 1,392 | | | 5.4 | % | |
$500于2021年发行的票据4.45%3,5 | 2081 | | 500 | | | 5.7 | % | | 500 | | | 4.0 | % | |
美元800债券于2022年发行5.85%3,5 | 2082 | | 1,083 | | | 7.2 | % | | — | | | — | | |
| | | 10,593 | | | | | 9,024 | | | | |
| 未摊销债务贴现和发行成本 | | | (98) | | | | | (85) | | | | |
| | | 10,495 | | | | | 8,939 | | | | |
1实际利率是通过使用票面利率贴现预期未来利息支付和任何估计的未来利率重置，并根据发行成本和折扣进行调整来计算的。
2美元的次级票据12007年发行了10亿美元，固定利率为6.35并在2017年转换为浮动利率，每季度重置为三个月期LIBOR加2.21百分之一。
3次级票据发行予TCPL全资拥有的融资信托附属公司TransCanada Trust(The Trust)。虽然信托的责任由TCPL以附属方式提供全面及无条件的担保，但由于TCPL于信托中并无可变权益，而信托的唯一实体资产为TCPL的次级票据，故该信托并未于TC Energy的财务报表中综合。
4票面利率最初是固定利率的第一次10五年后转为浮动汇率。
5票面利率最初是固定利率的第一次10年并每隔一年重置五年之后。
次级票据的偿付权优先于TCPL现有及未来的优先债务或其他债务。
2022年3月，TransCanada Trust(The Trust)发行了美元800百万元信托票据-2022-A系列面向投资者，固定息率为5.60第一次申请的年利率10年，在十周年时重置，每隔一年五年之后。该信托发行的所有收益以美元的价格借给TCPL。800百万元TCPL次级票据，初始固定息率为5.85年利率，包括0.25%的管理费。TCPL的次级票据利率每隔一年将重置一次五年由2032年3月起至2052年3月止五年制管理次级票据的文件中定义的国库率，加上4.236年利率；从2052年3月到2082年3月，利率将每五年重置一次五年制国库券利率加4.986年利率。次级票据可在2031年12月7日至2032年3月7日期间的任何时间按TCPL的选择权赎回，此后的每个利息支付和重置日期为100本金的百分之加截至赎回日的应计和未付利息。
2021年3月，该信托发行了$500百万元信托票据-2021-A系列面向投资者，固定息率为4.20第一次申请的年利率10年，在十周年时重置，每隔一年五年之后。该信托发行的所有收益均借给TCPL，金额为#美元。500百万元TCPL次级票据，初始固定息率为4.45年利率，包括0.25%的管理费。TCPL的次级票据利率每隔一年将重置一次五年由2031年3月起至2051年3月止五年制加拿大政府收益率，如管理次级票据的文件中所定义，加上3.316年利率；从2051年3月到2081年3月，利率将每五年重置一次五年制加拿大政府收益率加4.066年利率。次级票据可在2030年12月4日至2031年3月4日期间的任何时间按TCPL的选择权赎回，此后的每个利息支付和重置日期为100本金的百分之加截至赎回日的应计和未付利息。
根据信托与TCPL之间发行的票据(信托票据)的条款及相关协议，在某些情况下：1)TCPL可向信托票据持有人发行递延优先股以代替利息；及2)TC Energy和TCPL将被禁止宣布或支付股息或赎回其已发行优先股(或如无已发行优先股，则为各自的普通股)，直至TCPL赎回所有递延优先股为止。在发生某些类型的破产和无力偿债事件时，信托票据也可以自动交换为TCPL的优先股。所有这些优先股将与TCPL的任何其他已发行第一优先股并驾齐驱。
22. 汇兑损失/(收益)，净额
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
持有以供交易的衍生工具(附注28) | 151 | | | (37) | | | (93) | |
| 其他 | 34 | | | 27 | | | 65 | |
| 185 | | | (10) | | | (28) | |
23. 非控制性权益
TC管道，LP
采办
于2020年12月，本公司订立最终协议及合并计划，收购并非由TC Energy或其联属公司实益拥有的TC管道、LP的所有已发行普通股，以换取TC Energy普通股。在2021年3月3日交易完成时，TC管道、LP普通单位持有人收到0.70每条已发行和已发行的公开持有的TC管道的TC Energy普通股，LP普通股，总计代表，37,955,093TC能源普通股。因此，TC管道，LP成为TC能源的间接全资子公司。
由于公司控制着TC管道公司，此次收购被作为股权交易入账，综合资产负债表中反映了以下影响：
| | | | | |
| (百万加元) | March 3, 2021 |
| |
| 普通股 | 2,063 | |
| 追加实收资本 | (398) | |
| 累计其他综合损失 | 353 | |
| 非控制性权益 | (1,563) | |
| 递延所得税负债 | (443) | |
| 其他 | (12) | |
非控制性权益
在上述于2021年3月3日收购前，TC管道有限公司的非控股权益为74.5 per cent (2020 – 74.5%)。于本次收购后，综合资产负债表上剩余的非控股权益与本公司的61.7投资波特兰天然气传输系统(PNGTS)的百分比，该系统由TC管道有限公司持有。
包括在综合损益表中的非控股权益应占净收益如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| TC管道的非控股权益，LP | — | | | 60 | | | 284 | |
| PNGTS的非控股权益 | 37 | | | 30 | | | 23 | |
| 可赎回的非控股权益(附注6) | — | | | 1 | | | (10) | |
| | 37 | | | 91 | | | 297 | |
24. 普通股
| | | | | | | | | | | |
| | 股份数量 | | 金额 |
| (千人) | | (百万加元) |
| | | |
| 截至2020年1月1日未偿还 | 938,400 | | | 24,387 | |
| 期权的行使 | 1,664 | | | 101 | |
| | | |
| 截至2020年12月31日未偿还 | 940,064 | | | 24,488 | |
收购TC管道，LP，扣除交易成本(附注23) | 37,955 | | | 2,063 | |
| 期权的行使 | 2,797 | | | 165 | |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | 980,816 | | | 26,716 | |
以公开发行方式发行1 | 28,400 | | | 1,754 | |
| 股息再投资和购股计划 | 5,916 | | | 342 | |
| 期权的行使 | 2,830 | | | 183 | |
| 在2022年12月31日未偿还 | 1,017,962 | | | 28,995 | |
1扣除承保佣金和递延所得税后的净额。
已发行普通股和未发行普通股
该公司有权发行无面值的无限数量的普通股。
通过公开发行发行的普通股
2022年8月10日，TC Energy发布28,400,000普通股，价格为$63.50每份的毛收入总额约为$1.8十亿美元。
股利再投资和购股计划
根据公司的股息再投资和股票购买计划(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。自2022年7月27日宣布的股息开始，本公司恢复以现金形式发行普通股二打九折。对于在2020年1月1日至2022年7月27日宣布的股息，根据DRP以再投资现金股息购买的普通股是在公开市场上收购的，100加权平均买入价的百分比。
收购TC管道，LP
2021年3月3日，TC Energy发布37,955,093普通股收购所有已发行的公开持有的普通股单位
TC管道，LP。有关更多信息，请参阅附注23，非控股权益。
TC能源公司在市场上发行股票计划
2020年12月，该公司建立了一项市场交易(ATM)计划，允许在通过多伦多证券交易所、纽约证券交易所或TC Energy普通股在加拿大或美国的任何其他现有交易市场出售时，不时从国库以当时的市场价格发行普通股。自动取款机计划对25个月协助管理公司资本结构的期间。根据这一计划，该公司有能力发行高达$1.010亿股普通股或等值的美元。2023年1月，自动取款机计划到期，没有根据该计划发行普通股。
普通股基本净收益和稀释后净收益
每股普通股净收入的计算方法是将普通股的净收入除以已发行普通股的加权平均数量。用于计算稀释每股收益的加权平均股数包括根据TC Energy的股票期权计划可行使的期权，以及2022年7月27日之后根据DRP可从国库发行的普通股。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还普通股 | | | | | |
| (百万) | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 基本信息 | 995 | | | 973 | | | 940 | |
| 稀释 | 996 | | | 974 | | | 940 | |
股票期权
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数量
选项 | | 加权平均行权价格 | | 加权平均剩余合同寿命 |
| (千人) | | | | (年) |
| | | | | |
2022年1月1日未偿还期权 | 7,769 | | | $61.29 | | |
| 授予的期权 | 1,396 | | | $66.49 | | |
| 行使的期权 | (2,830) | | | $58.09 | | |
| 期权被没收/到期 | (226) | | | $63.96 | | |
2022年12月31日未偿还的期权 | 6,109 | | | $63.86 | | 4.4 |
在2022年12月31日可行使的期权 | 3,175 | | | $63.13 | | 3.4 |
在2022年12月31日，另一项3,656,518根据TC Energy的股票期权计划，普通股被预留用于未来从国库发行。授予的期权的合同期限为七年了。期权可以在授予期权时确定的价格行使，并在周年纪念日平等地授予每个三年在获奖之后。股票期权因到期而被没收，如果以前没有被授予，则在期权持有人辞职或终止雇佣时被没收。
该公司使用二项式模型来确定授予的期权的公允价值，并采用了以下加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 加权平均公允价值 | $8.24 | | $7.39 | | $7.73 |
预期寿命(年)1 | 5.4 | | 5.4 | | 5.7 |
| 利率 | 1.6 | % | | 0.5 | % | | 1.5 | % |
波动率2 | 22 | % | | 25 | % | | 17 | % |
| 股息率 | 5.5 | % | | 6.0 | % | | 4.2 | % |
| | | | | |
1预期寿命是基于历史上的锻炼活动。
2波动率是根据公司普通股的历史波动率和隐含波动率的平均值得出的。
股票期权支出金额为#美元，实收资本相应增加#美元。10 million in 2022 (2021 – $12 million; 2020 – $12百万)。截至2022年12月31日，与非既得股票期权相关的未确认补偿成本为#美元。12百万美元。预计成本将在加权平均期间内得到充分确认1.9好几年了。
下表汇总了其他股票期权信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | |
| 行使的期权的总内在价值 | 33 | | | 28 | | | 31 | |
| 已授予的期权的总公允价值 | 89 | | | 110 | | | 101 | |
| 已授予的期权总额 | 1.6百万 | | 1.9百万 | | 2.0百万 |
于2022年12月31日，可行使总期权及未行使总期权的合计内在价值分别少于$1百万美元。
股东权利计划
TC Energy的股东权利计划旨在为董事会(董事会)提供足够的时间来探索和开发在公司被收购时实现股东价值最大化的替代方案，并鼓励在任何此类要约中公平对待股东。每一股普通股都附有一在某些情况下，某些持有者有权购买额外的公司普通股。
25. 优先股
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
在… 2022年12月31日 | 数量 股票 杰出的 | | 当前收益率 | | 年度每股股息1,2 | | 每股赎回价格 | | 赎回和转换期权日期 | | 转换为 | | 账面价值 12月31日3 |
| | | | | 2022 | 2021 | 2020 |
| (千人) | | | | | | | | | | | | (百万加元) |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计第一优先股 | | | | | | | | | | | | |
| 系列1 | 14,577 | | | 3.479 | % | | $0.86975 | | | $25.00 | | | 2024年12月31日 | | 系列2 | | 360 | | 360 | | 360 | |
| 系列2 | 7,423 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | 2024年12月31日 | | 系列1 | | 179 | | 179 | | 179 | |
| 系列3 | 9,997 | | | 1.694 | % | | $0.4235 | | | $25.00 | | | June 30, 2025 | | 系列4 | | 246 | | 246 | | 246 | |
| 系列4 | 4,003 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | June 30, 2025 | | 系列3 | | 97 | | 97 | | 97 | |
| 系列5 | 12,071 | | | 1.949 | % | 5 | $0.48725 | | | $25.00 | | | 2026年1月30日 | | 系列6 | | 294 | | 294 | | 310 | |
| 系列6 | 1,929 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | 2026年1月30日 | | 系列5 | | 48 | | 48 | | 32 | |
| 系列7 | 24,000 | | | 3.903 | % |
| $0.97575 | | | $25.00 | | | April 30, 2024 | | 系列8 | | 589 | | 589 | | 589 | |
| 系列9 | 18,000 | | | 3.762 | % |
| $0.9405 | | | $25.00 | | | 2024年10月30日 | | 系列10 | | 442 | | 442 | | 442 | |
| 系列11 | 10,000 | | | 3.351 | % | | $0.83775 | | | $25.00 | | | 2025年11月28日 | | 系列12 | | 244 | | 244 | | 244 | |
| 系列13 | — | | | — | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — | | 493 | |
| 系列15 | — | | | — |
| — | | | — | | | — | | | — | | | — | | 988 | | 988 | |
| | | | | | | | | | | | 2,499 | | 3,487 | | 3,980 | |
1偶数系列优先股中的每一股，如果存在，将有权获得每股浮动利率累计季度优先股息，年化利率等于90天加拿大政府国库券利率(国库券利率)加1.92百分比(系列2)、1.28百分比(系列4)、1.54百分比(系列6)，2.38%(系列8)，2.35%(系列10)，或2.96百分比(系列12)。这些利率每季度与当时的国库券利率重置。
2如果存在，奇数系列优先股将有权获得固定利率累计季度优先股息，优先股息将在赎回和转换选择权日期以及此后每五年重置，年化利率等于当时五年制加拿大政府债券收益率加1.92百分比(系列1)，1.28百分比(系列3)、1.54%(系列5)、2.38%(系列7)、2.35%(系列9)，或2.96百分比(系列11)。
3扣除承保佣金和递延所得税后的净额。
4系列2优先股的浮动季度股息率为6.053自2022年12月30日开始至2023年3月31日(但不包括在内)期间的百分比。系列4优先股的浮动季度股息率为5.413自2022年12月30日开始至2023年3月31日(但不包括在内)期间的百分比。系列6优先股的浮动季度股息率为5.192自2022年10月30日开始至2023年1月30日(但不包括在内)期间的百分比。未来每个季度，这些利率都将重置。
5系列5优先股的固定利率股息从2.263%至1.949将于2021年1月30日生效，并将在此后每五周年重置一次。
优先股持有人有权在董事会宣布时收取固定累计季度优先股息，但第2系列、第4系列及第6系列优先股除外。当董事会宣布时，系列2、系列4和系列6优先股的持有人有权获得季度浮动利率累计优先股息。如上表所示，在若干条件的规限下，持有人将有权于转换期权日期及其后每五周年将其指定系列的第一股优先股转换为另一指定系列的第一股优先股。
TC Energy可根据其选择权，按每股赎回价格赎回全部或部分已发行优先股，外加所有应计和未支付的股息，于适用的赎回期权日期及其后每五周年赎回一次。此外，TC Energy可以在指定日期以外的任何时间赎回系列2、系列4和系列6的优先股，赎回金额为$25.50每股加所有应计及于该赎回日未支付的股息。
2022年5月31日，TC Energy赎回了所有40,000,000已发行和已发行的15系列优先股，赎回价格为$25.00每股，并支付末期季度股息$0.30625每股15系列优先股，截至2022年5月31日但不包括在内。该公司使用2022年3月发行所得的美元800通过信托基金发行100万美元的次级票据，为此次优先股赎回提供资金。
2021年5月，TC Energy赎回了所有20,000,000已发行和已发行的13系列优先股，赎回价格为$25.00每股，并支付末期季度股息$0.34375截至2021年5月31日(但不包括)的每股13系列优先股。该公司将2021年3月发行股票所得资金用于500通过信托基金发行100万美元的次级票据，为此次优先股赎回提供资金。
2021年2月，818,876系列5优先股被转换，根据一-以一人为基础，转换为系列6优先股和175,208系列6优先股被转换，根据一-在一对一的基础上，转换为系列5优先股。
2020年6月，401,590系列3优先股被转换，根据一-以一对一为基础，转换为系列4优先股和1,865,362系列4优先股被转换，根据一-在一对一的基础上，转换为系列3优先股。
26. 其他综合收益/(亏损)和累计其他综合收益/(亏损)
其他综合收益/(亏损)的组成部分，包括可归因于非控股权益和相关税收影响的部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税退还/(费用) | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
对外净投资的外币折算损益 运营 | | 1,410 | | | 84 | | | 1,494 | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | (48) | | | 12 | | | (36) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | | (58) | | | 19 | | | (39) | |
| 现金流量套期保值损益净收益的重新分类 | | 63 | | | (21) | | | 42 | |
| 养恤金和其他退休后福利计划的未实现精算损益 | | 81 | | | (18) | | | 63 | |
将养恤金和其他精算损益重新归类为净收益 退休后福利计划 | | 9 | | | (3) | | | 6 | |
| 股权投资的其他综合收益 | | 1,156 | | | (289) | | | 867 | |
| 其他全面收入 | | 2,613 | | | (216) | | | 2,397 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税退还/(费用) | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 对外经营净投资的外币折算损益 | | (100) | | | (8) | | | (108) | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | (3) | | | 1 | | | (2) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | | (13) | | | 3 | | | (10) | |
| 现金流量套期保值损益净收益的重新分类 | | 68 | | | (13) | | | 55 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算损益 平面图 | | 208 | | | (50) | | | 158 | |
将养恤金和其他精算损益重新归类为净收益 退休后福利计划 | | 20 | | | (6) | | | 14 | |
| 股权投资的其他综合收益 | | 714 | | | (179) | | | 535 | |
| 其他全面收入 | | 894 | | | (252) | | | 642 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税退还/(费用) | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
对外净投资的外币折算损益 运营 | | (647) | | | 38 | | | (609) | |
| | | | | | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | 48 | | | (12) | | | 36 | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | | (771) | | | 188 | | | (583) | |
| 现金流量套期保值损益净收益的重新分类 | | 649 | | | (160) | | | 489 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算损益 平面图 | | 15 | | | (3) | | | 12 | |
将养恤金和其他精算损益重新归类为净收益 退休后福利计划 | | 23 | | | (6) | | | 17 | |
| 股权投资的其他全面亏损 | | (373) | | | 93 | | | (280) | |
| 其他全面损失 | | (1,056) | | | 138 | | | (918) | |
按组成部分划分的AOCI变动情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | | 货币
翻译
调整 | | 现金流
套期保值 | | 养老金和其他退休后福利计划调整 | | 股权投资 | | 总计1 |
| | | | | | | | | | |
| 2020年1月1日的AOCI余额 | | (730) | | | (58) | | | (314) | | | (457) | | | (1,559) | |
其他综合(亏损)/改叙前收入2 | | (543) | | | (567) | | | 12 | | | (292) | | | (1,390) | |
| 从AOCI重新分类的金额 | | — | | | 482 | | | 17 | | 11 | | | 510 | |
| 本期净额其他综合(亏损)/收入 | | (543) | | | (85) | | | 29 | | | (281) | | | (880) | |
| 2020年12月31日的AOCI余额 | | (1,273) | | | (143) | | | (285) | | | (738) | | | (2,439) | |
其他综合(亏损)/改叙前收入2 | | (98) | | | (11) | | | 158 | | | 506 | | | 555 | |
| 从AOCI重新分类的金额 | | — | | | 55 | | | 14 | | 28 | | | 97 | |
| 本期净额其他综合(亏损)/收入 | | (98) | | | 44 | | | 172 | | | 534 | | | 652 | |
收购TC管道，LP3 | | 362 | | | (13) | | | — | | | 4 | | | 353 | |
| 2021年12月31日的AOCI余额 | | (1,009) | | | (112) | | | (113) | | | (200) | | | (1,434) | |
重新分类前的其他综合收益/(亏损)2 | | 1,450 | | | (39) | | | 63 | | | 870 | | | 2,344 | |
从AOCI重新分类的金额4 | | — | | | 42 | | | 6 | | | (3) | | | 45 | |
| 本期其他综合收益净额 | | 1,450 | | | 3 | | | 69 | | | 867 | | | 2,389 | |
| 2022年12月31日的AOCI余额 | | 441 | | | (109) | | | (44) | | | 667 | | | 955 | |
1所有的金额都是税后净额。括号内的金额表示记入保监处的损失。
2在货币换算调整、现金流量对冲和股权投资重新分类前的其他综合收益/(亏损)扣除非控股利息收益#美元。8百万美元(2021年-亏损美元)12百万美元；2020年--亏损$30百万)，零 (2021 – gains of $1百万美元；2020年--亏损$16百万)，以及零 (2021 – gains of $1百万美元；2020年--收益$1百万)。
3代表可归因于TC管道LP的非控股权益的AOCI，于2021年3月3日完成收购TC管道LP的所有未完成的公开持有的公用单位后，在综合资产负债表上重新分类为AOCI。有关更多信息，请参阅附注23，非控股权益。
4AOCI报告的与现金流对冲有关的损失，预计将在未来12个月重新归类为净收益，估计为#美元。84 million ($642022年12月31日)。这些估计数假定商品价格、利率和汇率随着时间的推移保持不变；然而，重新归类的金额将根据结算日这些因素的实际价值而变化。
将保监处调入综合损益表的详情如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 金额重新分类 来自AOCI | | 合并损益表中受影响的项目1 |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 | |
| (百万加元) | |
| | | | | | | | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | |
| 商品 | | (47) | | | (22) | | | (1) | | | 收入(电力和能源解决方案) |
| 利率 | | (16) | | | (46) | | | (28) | | | 利息支出 |
| 利率 | | — | | | — | | | (613) | | | 出售资产净收益/(亏损)2 |
| | (63) | | | (68) | | | (642) | | | 税前合计 |
| | 21 | | | 13 | | | 160 | | | 所得税费用 |
| | | (42) | | | (55) | | | (482) | | | 税后净额3 |
| 养恤金和其他退休后福利计划调整 | | | | | | | | |
| 精算损失摊销 | | (11) | | | (22) | | | (23) | | | 工厂运营成本和其他4 |
| 沉降收益 | | 2 | | | 2 | | | — | | | 工厂运营成本和其他4 |
| | (9) | | | (20) | | | (23) | | | 税前合计 |
| | | 3 | | | 6 | | | 6 | | | 所得税费用 |
| | | (6) | | | (14) | | | (17) | | | 税后净额 |
| 股权投资 | | | | | | | | |
| 股权收益 | | 4 | | | (37) | | | (15) | | | 股权投资收益 |
| | (1) | | | 9 | | | 4 | | | 所得税费用 |
| | 3 | | | (28) | | | (11) | | | 税后净额 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
1括号中的金额表示综合损益表的费用。
2代表损失#美元613百万(美元)459与合同要求的衍生工具有关，该衍生工具用于对冲与Coastal GasLink建设的项目级融资相关的利率风险。该衍生工具被取消确认为出售一项65Coastal GasLink LP的%股权。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
3从AOCI重新分类的现金流对冲金额是扣除零 (2021 – 零; 2020 – losses of $7百万)。
4这些AOCI组成部分包括在净收益成本的计算中。有关更多信息，请参阅附注27，雇员退休后福利。
27. 雇员退休后福利
该公司为某些员工提供DB计划。根据DB计划提供的养老金福利通常基于服务年限和最高平均收入三连续受雇年限。自2019年1月1日起，加拿大对新成员的DB计划进行了某些修订，在该日期之后，为这些新成员提供的福利基于连续五年的服务年限和最高平均收入。退休开始后，加拿大DB计划中的养老金福利每年增加2019年1月1日之前雇用的员工的消费者物价指数涨幅的一部分。该公司的美国DB计划不对非工会新进入者开放，所有非工会员工都参与DC计划。净精算损益从AOCI摊销计划参与人的EARSL，这大约是九年 at December 31, 2022 (2021 – 10 years; 2020 – 九年).
该公司还为其员工提供在加拿大和墨西哥的储蓄计划，在美国由401(K)计划组成的DC计划，以及除养老金以外的离职后福利，包括解雇福利和人寿保险以及政府资助计划提供的医疗福利。这些计划的净精算损益由AOCI摊销雇员的EARSL，这大约是12 years at December 31, 2022 (2021 and 2020 – 11年)。2022年，该公司支出了美元64 million (2021 and 2020 – $58百万美元)，用于节省和DC计划。
公司为员工退休后福利提供的现金总额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 数据库计划 | 78 | | | 105 | | | 124 | |
| 其他退休后福利计划 | 8 | | | 8 | | | 9 | |
| 储蓄和DC计划 | 64 | | | 58 | | | 58 | |
| 150 | | | 171 | | | 191 | |
加拿大现行养老金立法允许在若干年内通过信用证代替现金缴款为偿付能力要求提供部分资金，但不得超过某些限额。在上述现金捐款之后，不是2022年向加拿大DB计划提供了额外的信用证(2021年--#美元20 million; 2020 – $13百万)。截至2022年12月31日，向加拿大DB计划提供的信用证总额为$322百万美元。
为筹资目的对养恤金计划进行的最新精算估值为2022年1月1日，下一次所需估值为2023年1月1日。
2022年，由于在该年一次性付款，美国DB计划达成了和解。和解的影响是使用与2022年12月31日采用的精算假设一致的精算假设确定的。和解收益使美国DB计划的未实现精算收益减少了$2其中100万美元计入保监处，并计入2022年的净效益成本。
2021年年中，该公司向符合条件的员工提供了一次性自愿退休计划(VRP)。该计划的参与者于2021年12月31日退休，并获得过渡金和现有的退休福利。2021年，该公司支出了美元81100万美元主要涉及VRP过渡付款，这些付款包括在工厂运营费用和其他费用中。此外，美元18100万美元记录在与成本相关的收入中，这些成本可以在流转的基础上通过监管和收费结构收回。
由于员工在2021年参与了VRP，美国DB计划发生了和解和削减，美国其他退休后福利计划(OPEB)也出现了削减。这些数额的影响是使用与2021年12月31日采用的精算假设一致的精算假设确定的。和解收益使美国DB计划的未实现精算收益减少了$2100万美元，包括在保险公司，而削减收益减少了美国DB计划的福利义务$5100万美元，这两项都记录在2021年的净效益成本中。削减损失使OPEB的未实现精算收益减少了#美元。3100万美元，计入保监处，并将OPEB的债务增加了$3百万美元，导致不是对2021年净效益成本的调整。
截至12月31日，该公司的资金状况包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | |
福利义务的变更1 | | | | | | | |
| 福利义务--年初 | 4,027 | | | 4,326 | | | 419 | | | 457 | |
| 服务成本 | 145 | | | 171 | | | 5 | | | 6 | |
| 利息成本 | 125 | | | 119 | | | 13 | | | 12 | |
| 员工缴费 | 6 | | | 6 | | | 2 | | | 1 | |
| 已支付的福利 | (324) | | | (372) | | | (24) | | | (21) | |
| 精算收益 | (949) | | | (208) | | | (120) | | | (35) | |
| 削减 | — | | | (5) | | | — | | | 3 | |
| | | | | | | |
| 外汇汇率变动 | 51 | | | (10) | | | 15 | | | (4) | |
| 福利义务--年终 | 3,081 | | | 4,027 | | | 310 | | | 419 | |
| 计划资产的变更 | | | | | | | |
| 按公允价值计提资产计划-年初 | 4,145 | | | 4,038 | | | 431 | | | 441 | |
| 计划资产的实际回报率 | (483) | | | 376 | | | (89) | | | 5 | |
雇主供款2 | 78 | | | 105 | | | 8 | | | 8 | |
| 员工缴费 | 6 | | | 6 | | | 2 | | | 1 | |
| 已支付的福利 | (324) | | | (372) | | | (24) | | | (21) | |
| | | | | | | |
| 外汇汇率变动 | 59 | | | (8) | | | 26 | | | (3) | |
| 按公允价值计入资产--年终 | 3,481 | | | 4,145 | | | 354 | | | 431 | |
| 资金状况--计划盈余 | 400 | | | 118 | | | 44 | | | 12 | |
1公司养老金福利计划的福利义务代表预计的福利义务。本公司其他退休后福利计划的福利义务是指累计的退休后福利义务。
2不包括零 (2021 – $20百万)为资助目的向加拿大DB计划提供的信用证。
固定福利计划债务实现的精算收益主要归因于加权平均贴现率从3.052021年增长到5.15到2022年，这一数字将达到4%。
其他退休后福利计划债务实现的精算收益主要是由于加权平均贴现率从3.102021年增长到5.45到2022年，这一数字将达到4%。
在公司综合资产负债表中确认的DB计划和其他退休后福利计划的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | |
其他长期资产(附注15) | 400 | | | 119 | | | 163 | | | 193 | |
| 应付帐款及其他 | — | | | — | | | (8) | | | (8) | |
其他长期负债(附注18) | — | | | (1) | | | (111) | | | (173) | |
| | 400 | | | 118 | | | 44 | | | 12 | |
上述福利债务和计划资产的公允价值包括以下未全额供资的计划的数额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | |
预计福利义务1 | — | | | (2,687) | | | (119) | | | (183) | |
| 按公允价值计提资产计划 | — | | | 2,686 | | | — | | | — | |
| 资金状况--计划赤字 | — | | | (1) | | | (119) | | | (183) | |
1养恤金福利计划的预计福利债务不同于累积福利债务，因为它包括对未来赔偿水平的假设。
根据所有数据库计划的累计福利义务，资金状况如下：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
| 累积利益义务 | (2,880) | | | (3,714) | |
| 按公允价值计提资产计划 | 3,481 | | | 4,145 | |
| 资金状况--计划盈余 | 601 | | | 431 | |
截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司关于累积福利义务和计划资产公允价值的DB计划获得了全部资金。
公司养老金计划的加权平均资产分配和按资产类别划分的目标分配如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 百分比
计划资产 | | 目标分配 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 |
| | | | | |
| 固定收益证券 | 38 | % | | 34 | % | | 25%至50% |
| 股权证券 | 44 | % | | 53 | % | | 30%至55% |
| 其他投资 | 18 | % | | 13 | % | | 10%至25% |
| | 100 | % | | 100 | % | | |
固定收益证券和股权证券包括公司的债务和普通股如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | 百分比
计划资产 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | |
| 固定收益证券 | 7 | | | 7 | | | 0.2 | % | | 0.2 | % |
| 股权证券 | 3 | | | 5 | | | 0.1 | % | | 0.1 | % |
养老金计划资产是在持续经营的基础上进行管理的，受到立法限制，并在各种资产类别中多样化，以在可接受的风险水平下实现回报最大化。资产组合策略考虑计划人口结构，可能包括传统的股权和债务证券，以及基础设施、私募股权、房地产和衍生品等替代资产，以分散风险。衍生品不用于投机目的，可能被用来对冲某些负债。
所有投资均按市价按公允价值计量。如公允价值不能轻易参考普遍可得的报价厘定，则公允价值乃按风险调整基准考虑折现现金流量并与上市交易的同类资产比较而厘定。在第I级，资产的公允价值是参考活跃市场上本公司有能力在计量日期获得的相同资产的报价来确定的。在第二级，资产的公允价值是使用估值技术确定的，例如期权定价模型，以及使用直接或间接可观察到的重大投入进行外推。在第三级，资产的公允价值是根据不可观察和对整体公允价值计量具有重大意义的投入，采用市场方法确定的。
下表列出了按公允价值计量的DB计划和其他退休后福利的计划资产，根据公允价值层次结构将其分为三类。关于公允价值层次的更多信息，请参阅附注28，风险管理和金融工具。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 报价在
活跃的市场
(第I级) | | 重要的其他可观察到的投入
(二级) | | 无法观察到的重要输入
(三级) | | 总计 | | 百分比
总投资组合 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产类别 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | 55 | | | 68 | | | 1 | | | 2 | | | — | | | — | | | 56 | | | 70 | | | 1 | | | 2 | |
| 股权证券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 117 | | | 269 | | | — | | | 148 | | | — | | | — | | | 117 | | | 417 | | | 3 | | | 9 | |
| 美国 | 897 | | | 649 | | | — | | | 164 | | | — | | | — | | | 897 | | | 813 | | | 24 | | | 18 | |
| 国际 | 172 | | | 126 | | | 172 | | | 354 | | | — | | | — | | | 344 | | | 480 | | | 9 | | | 10 | |
| 全球 | — | | | 111 | | | 75 | | | 313 | | | — | | | — | | | 75 | | | 424 | | | 2 | | | 9 | |
| 新兴 | 50 | | | 25 | | | 127 | | | 120 | | | — | | | — | | | 177 | | | 145 | | | 5 | | | 3 | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大债券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联邦制 | — | | | — | | | 221 | | | 226 | | | — | | | — | | | 221 | | | 226 | | | 6 | | | 5 | |
| 省级 | — | | | — | | | 249 | | | 331 | | | — | | | — | | | 249 | | | 331 | | | 6 | | | 7 | |
| 市政 | — | | | — | | | 12 | | | 16 | | | — | | | — | | | 12 | | | 16 | | | — | | | — | |
| 公司 | — | | | — | | | 108 | | | 147 | | | — | | | — | | | 108 | | | 147 | | | 3 | | | 4 | |
| 美国债券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联邦制 | 177 | | | 433 | | | 158 | | | 15 | | | — | | | — | | | 335 | | | 448 | | | 9 | | | 10 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 市政 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 公司 | 345 | | | 67 | | | 94 | | | 143 | | | — | | | — | | | 439 | | | 210 | | | 11 | | | 5 | |
| 国际： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 政府 | 5 | | | 6 | | | 6 | | | 7 | | | — | | | — | | | 11 | | | 13 | | | — | | | — | |
| 公司 | — | | | — | | | 58 | | | 73 | | | — | | | — | | | 58 | | | 73 | | | 1 | | | 2 | |
| 抵押贷款支持 | 36 | | | 42 | | | 1 | | | 5 | | | — | | | — | | | 37 | | | 47 | | | 1 | | | 1 | |
| 远期合约净额 | — | | | — | | | (78) | | | — | | | — | | | — | | | (78) | | | — | | | (2) | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他投资： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 房地产 | — | | | — | | | — | | | — | | | 336 | | | 283 | | | 336 | | | 283 | | | 9 | | | 6 | |
| 基础设施 | — | | | — | | | — | | | — | | | 296 | | | 281 | | | 296 | | | 281 | | | 8 | | | 6 | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 以存款形式持有的资金 | 144 | | | 150 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 144 | | | 150 | | | 4 | | | 3 | |
| | 1,998 | | | 1,946 | | | 1,205 | | | 2,065 | | | 632 | | | 565 | | | 3,835 | | | 4,576 | | | 100 | | | 100 | |
下表列出了第三级公允价值类别的净变动：
| | | | | |
| (百万加元，税前) | |
| |
| 2020年12月31日余额 | 417 | |
| 购销 | 100 | |
| 已实现收益和未实现收益 | 48 | |
| 2021年12月31日的余额 | 565 | |
| 购销 | 52 | |
| 已实现收益和未实现收益 | 15 | |
| 2022年12月31日的余额 | 632 | |
该公司预计2023年的资金捐助约为#美元32DB计划的百万美元，$6百万美元用于其他退休后福利计划，约为$69百万美元用于储蓄计划和DC计划。该公司预计不会为加拿大DB计划签发额外的信用证，以满足偿付能力要求。
以下是估计的未来福利付款，反映了预期的未来服务：
| | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | 养老金福利 | | 其他退休后福利 |
| | | |
| 2023 | 210 | | | 25 | |
| 2024 | 214 | | | 24 | |
| 2025 | 217 | | | 24 | |
| 2026 | 221 | | | 23 | |
| 2027 | 224 | | | 23 | |
| 2028 to 2032 | 1,160 | | | 111 | |
用于贴现养老金和其他退休后福利计划债务的利率是基于2022年12月31日主要是公司AA债券收益率的收益率曲线制定的。这条收益率曲线被用来制定根据债务期限而变化的即期汇率。养恤金和其他退休后福利债务的估计未来现金流与即期汇率曲线上的相应比率相匹配，以得出加权平均贴现率。
在衡量该公司的福利义务时采用的重大加权平均精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | |
| 贴现率 | 5.15 | % | | 3.05 | % | | 5.45 | % | | 3.10 | % |
| 补偿增值率 | 3.30 | % | | 2.95 | % | | — | | | — | |
在衡量该公司的净福利计划成本时采用的重大加权平均精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 3.05 | % | | 2.70 | % | | 3.20 | % | | 3.10 | % | | 2.80 | % | | 3.35 | % |
| 预期长期计划资产收益率 | 6.10 | % | | 6.15 | % | | 6.40 | % | | 3.25 | % | | 3.00 | % | | 3.50 | % |
| 补偿增值率 | 3.00 | % | | 2.60 | % | | 3.00 | % | | — | | | — | | | — | |
计划资产的总体预期长期回报率是根据投资组合的总体和投资组合中每个资产类别的历史和预测回报率计算的。假设的预计收益率是在分析历史经验和估计未来收益水平和波动性后选择的。在确定总体预期收益率时，还考虑了资产类别基准收益率、资产组合和计划资产的预期福利支付。贴现率基于优质债券的市场利率，这些利率与每个计划预期支付的时间和收益相匹配。
A 6.10百分比加权--为2023年计量目的，假定了覆盖的保健福利的人均费用的年平均增长率。假设这一比率将逐渐下降到4.80到2030年将达到这一水平，此后将保持在这一水平。
公司养老金福利计划和其他退休后福利计划确认的净福利成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
服务成本1 | 145 | | | 171 | | | 155 | | | 5 | | | 6 | | | 6 | |
净收益成本的其他组成部分1 | | | | | | | | | | | |
| 利息成本 | 125 | | | 119 | | | 133 | | | 13 | | | 12 | | | 14 | |
| 计划资产的预期回报 | (239) | | | (234) | | | (230) | | | (14) | | | (13) | | | (14) | |
| 精算损失摊销 | 10 | | | 23 | | | 21 | | | 1 | | | 2 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| 监管资产摊销 | 12 | | | 27 | | | 25 | | | 1 | | | 2 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 削减收益 | — | | | (5) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 结算收益(简写为AOCI) | (2) | | | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| (94) | | | (72) | | | (51) | | | 1 | | | 3 | | | 4 | |
| 确认的净收益成本 | 51 | | | 99 | | | 104 | | | 6 | | | 9 | | | 10 | |
1服务成本和净收益成本的其他部分计入工厂运营成本，其他部分计入综合损益表。
在AOCI确认的税前金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 净亏损 | 38 | | | 24 | | | 147 | | | 5 | | | 358 | | | 22 | |
在保监处确认的税前金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
摊销净亏损 Aoci与净利润之比 | (10) | | | (1) | | | (23) | | | (2) | | | (21) | | | (2) | |
| | | | | | | | | | | |
| 削减 | — | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | — | |
| 安置点 | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | — | |
| 资金状况调整 | (101) | | | 20 | | | (190) | | | (18) | | | (18) | | | 3 | |
| | (109) | | | 19 | | | (211) | | | (17) | | | (39) | | | 1 | |
28. 风险管理和金融工具
风险管理概述
TC Energy面临各种财务风险，并制定了战略、政策和限制，以管理这些风险对其收益、现金流以及最终股东价值的影响。
风险管理战略、政策和限额旨在确保TC Energy的风险和相关敞口符合公司的业务目标和风险容忍度。TC Energy的风险管理在公司董事会确定的范围内，由高级管理层实施，并由公司的风险管理、内部审计和业务部门小组监督。董事会的审计委员会监督管理层如何监测风险管理政策和程序的遵守情况，并监督管理层对风险管理框架的适当性的审查。
市场风险
该公司建设和投资能源基础设施项目，购买和销售大宗商品，发行短期和长期债务，包括外币金额，并投资于海外业务。其中某些活动使公司面临商品价格、汇率和利率变化带来的市场风险，这可能会影响公司的收益、现金流及其金融资产和负债的价值。该公司评估用于管理市场风险的合同，以确定全部或部分是否符合衍生品的定义。
公司用来协助管理市场风险敞口的衍生合约可能包括：
•远期合约和期货合约-在未来以特定价格和日期购买或出售特定金融工具或商品的协议
•互换-双方根据特定条款在一段时间内交换付款流的协议
•期权--转让购买者在固定日期或特定期间内的任何时间以固定价格购买或出售特定数量的金融工具或商品的权利而不是义务的协议。
商品价格风险
以下战略可用于管理公司在非监管业务中因商品价格风险管理活动而产生的市场风险敞口：
•在公司的天然气营销业务中，TC Energy签订天然气运输和储存合同以及天然气购销协议。公司使用金融工具和套期保值活动来管理这些合同的风险敞口，以抵消市场价格波动
•在公司的液体营销业务中，TC Energy签订了管道和储存终端能力合同以及原油购销协议。该公司通过签订金融工具来管理实物液体交易引起的可变价格波动，从而固定了这些合同的部分风险敞口
•在公司的电力业务中，TC Energy通过长期合同和套期保值活动(包括在远期市场买卖电力和天然气)管理对大宗商品价格波动的风险敞口
•在本公司不受监管的天然气储存业务中，TC Energy对季节性天然气价差的敞口是通过第三方储存容量合同组合以及通过在远期市场购买和销售天然气以锁定未来正利润率来管理的。
较低的天然气、原油和电力价格可能导致对这些大宗商品的开发、扩张和生产的投资减少。对这些商品需求的减少可能会对扩大公司资产基础和/或在合同协议到期时与TC Energy的托运人和客户重新签订合同的机会产生负面影响。
气候变化还对大宗商品价格和交易量产生潜在的金融影响。TC Energy面临的与气候变化相关的风险和由此导致的政策变化是通过公司的商业模式进行管理的，该模式基于长期、低风险战略，根据该战略，TC Energy的大部分收益都以受监管的服务成本安排和/或长期合同为基础。此外，针对几个需求前景的情景规划和对关键路标的监测也被视为公司长期公司战略规划过程的一部分。
利率风险
TC Energy利用短期和长期债务为其运营提供资金，这使公司面临利率风险。TC Energy通常为其长期债务支付固定利率，为短期债务支付浮动利率，包括其商业票据计划和从其信贷安排中提取的金额。TC Energy的一小部分长期债务以浮动利率计息。此外，本公司还面临含有可变利率组成部分的金融工具和合同债务的利率风险。本公司利用利率衍生工具积极管理其利率风险。对于受某些参考利率预期停止影响的合资格对冲关系，本公司已应用可选择的权宜之计，允许实体假设现金流量对冲中的对冲预测交易可能发生，因此，这些变化预计不会对综合财务报表产生重大影响。有关参考汇率改革的其他信息，请参阅附注3，会计变动。
外汇风险
TC Energy的某些业务的全部或大部分收益都是以美元计算的，由于该公司以加元报告其财务业绩，因此美元对加元的价值变化可能会影响其净收入。随着公司以美元计价的业务持续增长，这一风险敞口也在增加。这种风险的一部分被美元计价债务的利息支出所抵消。风险敞口的余额是通过使用外汇衍生品提前三年以滚动方式积极管理的；然而，超过这一期限的自然风险敞口仍然存在。
该公司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TC Energy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公司的净收入。此外，为墨西哥所得税目的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。随着公司在墨西哥业务中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。这些风险敞口是使用外汇衍生品进行管理的。
对外投资净额
该公司利用美元计价债务、交叉货币利率互换和外汇期权(视情况而定)对冲其在海外业务中的净投资的一部分(税后基础上)。
被指定为净投资对冲的衍生品的公允价值和名义金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| 公平
价值1,2 | | 名义金额 | | 公平
价值1,2 | | 名义金额 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | |
| 美元外汇期权(2023年至2024年到期) | (22) | | | 我们3,600 | | (4) | | | 我们3,800 |
美元交叉货币利率互换(2023年至2025年到期)3 | (5) | | | 我们300 | | 23 | | | 我们400 |
| | | | | | | |
| | (27) | | | 我们3,900 | | 19 | | | 我们4,200 |
1公允价值等于账面价值。
2没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。
32022年，净收入包括已实现净收益#美元1百万美元(2021年-收益为$1与交叉货币掉期结算的利息部分有关，该部分在利息支出中报告。
被指定为净投资对冲的美元计价债务的名义金额和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 2022 | | 2021 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | |
| | | | |
| 名义金额 | | 32,500(美国24,000) | | 30,700(美国24,200) |
| 公允价值 | | 30,800(美国22,700) | | 35,500(美国28,100) |
交易对手信用风险
TC Energy面临的交易对手信用风险包括其现金和现金等价物、应收账款和某些合同回收、可供出售资产、衍生资产的公允价值、应收贷款、租赁和合同资产的净投资。
有时，公司的交易对手可能会承受由于大宗商品价格和市场波动、经济不稳定以及政治或监管变化而产生的财务挑战。除了积极监测这些情况外，在发生违约时，还有许多因素可以降低TC Energy的交易对手信用风险敞口，包括：
•合同权利和补救办法以及基于合同的财务保证的使用
•管理某些TC能源业务的当前监管框架
•公司资产的竞争地位和公司服务的需求
•可能通过破产和类似程序追回未付款项。
本公司以金融资产初始确认时及整个生命周期内的预期损失为基准，审核按减值摊销成本入账的金融资产。TC Energy使用根据管理层对当前经济和信贷状况的判断进行调整的历史信用损失和恢复数据，以及合理和可支持的预测来确定任何减值，这些减值在工厂运营成本和其他项目中确认。
本公司在租赁和某些合同资产上的净投资是受ECL约束的金融资产。TC Energy评估有关这些金融资产的ECL的方法包括考虑违约概率(客户违约的概率)、违约造成的损失(违约时经济损失占金融资产余额的比例)和违约风险敞口(假设违约时的金融资产余额)，以及一年前瞻性信息，其中包括三种概率加权未来情景下对未来宏观经济状况的假设。
被认为与公司在租赁和合同资产上的净投资最相关的宏观经济因素包括墨西哥的国内生产总值、墨西哥政府债务与国内生产总值的比率以及墨西哥的通货膨胀。ECL金额在每个报告日期更新，以反映对未来经济状况的假设和预测的变化。
截至2022年12月31日止年度，本公司录得149 million (2021 and 2020 – 零)ECL关于与在役TGNH管道有关的租赁的净投资和#美元14 million (2021 and 2020 – 零)ECL为与某些其他墨西哥天然气管道有关的合同资产拨备。
除上文提及的ECL条款外，本公司已不是2022年12月31日和2021年12月31日的重大信贷损失。在2022年和2021年12月31日，有不是重大信用风险集中且无重大逾期或减值金额。
TC Energy对持有现金存款并提供承诺信贷额度和信用证的金融机构拥有大量信贷和业绩敞口，这些机构有助于管理公司对交易对手的敞口，并在大宗商品、外汇和利率衍生品市场提供流动性。
非衍生金融工具
非衍生金融工具的公允价值
可供出售资产按公允价值入账，公允价值按可得的市场报价计算。现金及现金等价物、应收账款、应收联属公司贷款、其他流动资产、应收联属公司长期贷款、限制性投资、租赁净投资、其他长期资产、应付票据、应付账款及其他、应付股息、应计利息及其他长期负债所包括的若干非衍生金融工具的账面值，因项目性质或到期时间较短而接近其公允价值。除本公司的LMCI权益证券被分类为I级外，所有这些工具都被归类在公允价值层次结构的II级。
在计算非衍生金融工具的公允价值时，已经考虑了信用风险。
非衍生金融工具的资产负债表列报
下表详细说明了非衍生金融工具的公允价值，不包括账面价值接近公允价值的工具，并将其归入公允价值等级的第二级：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| 携带 金额 | | 公平 价值 | | 携带
金额 | | 公平
价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
长期债务，包括本期债务(附注20)1,2 | (41,543) | | | (39,505) | | | (38,661) | | | (45,615) | |
初级附属票据(附注21) | (10,495) | | | (9,415) | | | (8,939) | | | (9,236) | |
| | (52,038) | | | (48,920) | | | (47,600) | | | (54,851) | |
1长期债务按摊销成本入账，但美元除外1.6 billion (2021 – 零)，这归因于对冲风险，并按公允价值记录。
22022年的净收入包括未实现收益#美元64 million (2021 – 零)用于可归因于与美元利率互换公允价值对冲关系相关的对冲利率风险的公允价值调整1.6截至2022年12月31日的长期债务(2021年-零)。非衍生金融工具的公允价值调整并无其他未实现收益或亏损。
可供出售资产汇总表
下表汇总了有关被归类为可供出售资产的公司限制性投资的其他信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| LMCI限制性投资 | | 其他受限投资1 | | LMCI限制性投资 | | 其他受限投资1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
固定收益证券的公允价值2,3 | | | | | | | |
| 在1年内到期 | — | | | 54 | | | — | | | 26 | |
| 在1-5年内到期 | — | | | 106 | | | 8 | | | 107 | |
| 在5-10年内到期 | 1,153 | | | — | | | 1,150 | | | — | |
| 10年后到期 | 77 | | | — | | | 84 | | | — | |
股权证券的公允价值2,4 | 749 | | | — | | | 817 | | | — | |
| 1,979 | | | 160 | | | 2,059 | | | 133 | |
1其他限制性投资已拨备，用于支付保险索赔损失，由本公司全资拥有的专属自保保险子公司支付。
2可供出售资产按公允价值入账，并计入本公司综合资产负债表中的其他流动资产和限制性投资。
3被归类为公允价值等级的第二级。
4被归入公允价值层次结构的第一级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
(百万加元) | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 | | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 | | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 |
| | | | | | | | | | | |
| 未实现净额(亏损)/收益 | (244) | | | (7) | | | 45 | | | (2) | | | 130 | | | 1 | |
已实现(亏损)/收益净额3 | (32) | | | — | | | 3 | | | — | | | 20 | | | 1 | |
1LMCI限制性投资的公允价值变化所产生的收益和损失会影响通过通行费收取的后续金额，以支付未来的管道放弃成本。因此，公司将这些损益记录为监管资产或监管负债。
2其他限制性投资的收益和损失计入利息收入，其他计入公司的综合损益表。
3出售LMCI限制性投资的已实现收益和亏损采用平均成本基础确定。
衍生工具
衍生工具的公允价值
外汇和利率衍生工具的公允价值是采用收益法计算的，该方法使用年终市场汇率，并应用贴现现金流量估值模型。商品衍生工具的公允价值已按可得的报价市场价格计算。在没有市场报价的情况下，使用了第三方经纪人报价或其他估值技术。期权的公允价值是使用布莱克-斯科尔斯定价模型计算的。在计算衍生工具的公允价值时，已经考虑了信用风险。衍生工具的未实现收益和损失不一定代表将在结算时实现的金额。
在某些情况下，即使衍生品被认为是有效的经济对冲，但它们不符合对冲会计处理的特定标准，或未被指定为对冲，并按公允价值计入变动期内净收益中的公允价值变动。由于衍生工具的公允价值可能会在不同时期大幅波动，这可能会使公司面临报告收益中更大的变异性。
加拿大天然气监管管道风险衍生品的损益确认是通过监管程序确定的。作为RRA一部分入账的衍生工具(包括符合对冲会计处理资格的衍生工具)的公允价值变动所产生的损益，预计将通过本公司收取的通行费退还或追回。因此，这些收益和损失作为监管资产或监管负债递延，并在衍生工具结算时退还给差饷缴纳人或在随后几年从差饷缴纳人那里收取。
衍生工具的资产负债表列报
衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 现金流对冲 | | 公允价值对冲 | | 网络
投资对冲 | | 被扣留
交易 | | 总公平 衍生工具的价值1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
其他流动资产(附注8) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | — | | | — | | | 597 | | | 597 | |
| 外汇 | — | | | — | | | 6 | | | 11 | | | 17 | |
| | | | | | | | | |
| — | | | — | | | 6 | | | 608 | | | 614 | |
其他长期资产(附注15) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | — | | | — | | | 62 | | | 62 | |
| 外汇 | — | | | — | | | 2 | | | 15 | | | 17 | |
| 利率 | — | | | 12 | | | — | | | — | | | 12 | |
| — | | | 12 | | | 2 | | | 77 | | | 91 | |
| 衍生工具资产总额 | — | | | 12 | | | 8 | | | 685 | | | 705 | |
| | | | | | | | | |
应付帐款及其他(附注17) | | | | | | | | | |
商品2 | (72) | | | — | | | — | | | (584) | | | (656) | |
| 外汇 | — | | | — | | | (31) | | | (158) | | | (189) | |
| 利率 | — | | | (26) | | | — | | | — | | | (26) | |
| (72) | | | (26) | | | (31) | | | (742) | | | (871) | |
其他长期负债(附注18) | | | | | | | | | |
商品2 | (2) | | | — | | | — | | | (75) | | | (77) | |
| 外汇 | — | | | — | | | (4) | | | (20) | | | (24) | |
| 利率 | — | | | (50) | | | — | | | — | | | (50) | |
| (2) | | | (50) | | | (4) | | | (95) | | | (151) | |
| 衍生负债总额 | (74) | | | (76) | | | (35) | | | (837) | | | (1,022) | |
| 总导数 | (74) | | | (64) | | | (27) | | | (152) | | | (317) | |
1公允价值等于账面价值。
2包括电力、天然气和液体的购买和销售。
衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 现金流对冲 | | | | 净投资对冲 | | 持有以供交易 | | 衍生工具的公允价值总额1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
其他流动资产(附注8) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | | | — | | | 122 | | | 122 | |
| 外汇 | — | | | | | 10 | | | 37 | | | 47 | |
| | | | | | | | | |
| — | | | | | 10 | | | 159 | | | 169 | |
其他长期资产(附注15) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | | | — | | | 8 | | | 8 | |
| 外汇 | — | | | | | 32 | | | 6 | | | 38 | |
| 利率 | 2 | | | | | — | | | — | | | 2 | |
| 2 | | | | | 32 | | | 14 | | | 48 | |
| 衍生工具资产总额 | 2 | | | | | 42 | | | 173 | | | 217 | |
| | | | | | | | | |
应付帐款及其他(附注17) | | | | | | | | | |
商品2 | (23) | | | | | — | | | (138) | | | (161) | |
| 外汇 | — | | | | | (4) | | | (46) | | | (50) | |
| 利率 | (10) | | | | | — | | | — | | | (10) | |
| (33) | | | | | (4) | | | (184) | | | (221) | |
其他长期负债(附注18) | | | | | | | | | |
商品2 | (4) | | | | | — | | | (6) | | | (10) | |
| 外汇 | — | | | | | (19) | | | (10) | | | (29) | |
| 利率 | (8) | | | | | — | | | — | | | (8) | |
| (12) | | | | | (19) | | | (16) | | | (47) | |
| 衍生负债总额 | (45) | | | | | (23) | | | (200) | | | (268) | |
| 总导数 | (43) | | | | | 19 | | | (27) | | | (51) | |
1公允价值等于账面价值。
2包括电力、天然气和液体的购买和销售。
大部分为交易而持有的衍生工具是为风险管理目的而订立的，所有工具均受本公司的风险管理策略、政策及限制所规限。这些衍生品包括没有被指定为对冲或不符合对冲会计处理资格，但作为经济对冲订立的衍生品，以管理公司对市场风险的敞口。
公允价值对冲关系中的衍生品
下表详列综合资产负债表中与套期负债账面金额中包括的公允价值套期累计调整有关的金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 账面金额 | | 公允价值对冲调整1 |
| (百万加元) | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 长期债务 | | (2,101) | | | — | | | 64 | | | — | |
| | | | | | | | |
1截至2022年12月31日和2021年12月31日，这些余额中包括的中止对冲关系的调整数为零.
概念性和成熟度摘要
与该公司衍生工具有关的到期日和名义金额或未偿还数量，不包括外国业务净投资的套期如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 电源 | | 天然气 | | 液体 | | | | 外汇交易 | | 利率 |
| | | | | | | | | | | |
净销售额/(购买量)1 | 673 | | | (96) | | | 11 | | | | | — | | | — | |
| 数百万美元 | — | | | — | | | — | | | | | 5,997 | | | 1,600 | |
| 数百万墨西哥比索 | — | | | — | | | — | | | | | 9,747 | | | — | |
| 到期日 | 2023-2026 | | 2023-2027 | | 2023-2024 | | | | 2023-2026 | | 2030-2032 |
1电力、天然气和液体衍生品的体积分别以GWh、Bcf和MMBbls为单位。2022年，TC Energy将该演示文稿更新为净值，以更好地反映公司的交易头寸及其管理业务的方式。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 电源 | | 天然气 | | 液体 | | 外汇交易 | | 利率 |
| | | | | | | | | |
净销售额/(购买量)1 | 490 | | | (52) | | | 4 | | | — | | | — | |
| 数百万美元 | — | | | — | | | — | | | 6,636 | | | 650 | |
| 数百万墨西哥比索 | — | | | — | | | — | | | 5,500 | | — | |
| 到期日 | 2022-2026 | | 2022-2027 | | 2022 | | 2022-2026 | | 2024-2026 |
1电力、天然气和液体衍生品的体积分别以GWh、Bcf和MMBbls为单位。2022年，TC Energy将该演示文稿更新为净值，以更好地反映公司的交易头寸及其管理业务的方式。
衍生工具的未实现和已实现损益
以下摘要不包括对外国业务净投资的套期：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
持有以供交易的衍生工具1 | | | | | |
| 当年未实现损益金额 | | | | | |
| 商品 | 14 | | | 9 | | | (23) | |
外汇(附注22) | (149) | | | (203) | | | 126 | |
| 当年已实现损益金额 | | | | | |
| 商品 | 759 | | | 287 | | | 183 | |
外汇(附注22) | (2) | | | 240 | | | (33) | |
套期保值关系中的衍生工具2 | | | | | |
| 本年度已实现(亏损)/收益金额 | | | | | |
| 商品 | (73) | | | (44) | | | 6 | |
| 利率 | (3) | | | (32) | | | (16) | |
1用于买卖商品的持有交易衍生工具的已实现和未实现损益按净额计入收入。持有用于交易的外汇衍生工具的已实现和未实现损益按净额计入外汇(亏损)/收益净额。
2在2022年，有不是在预期交易很可能不会发生的情况下，与终止现金流对冲有关的净收益中计入的损益(2021年--已实现亏损#美元10 million, 2020 – 零).
现金流对冲关系中的衍生品
保监处(附注26)与税前现金流量对冲关系中衍生工具的公允价值变动有关的组成部分(包括应占非控股权益的部分)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元，税前) | |
| | | | | |
保监处确认的衍生工具的公允价值变动1 | | | | | |
| 商品 | (94) | | | (35) | | | (5) | |
| | | | | |
| 利率 | 36 | | | 22 | | | (766) | |
| (58) | | | (13) | | | (771) | |
| | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
1没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。括号中的金额表示记入保险业保险公司和美国保险业保险公司的损失。
公允价值与现金流量套期保值关系的影响
下表详述了综合收益表中列报的金额，其中记录了公允价值或现金流量对冲关系的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) | | | |
| | | | | | |
| 公允价值对冲 | | | | | | |
利率合约1 | | | | | | |
| 套期保值项目 | | (30) | | | — | | | (3) | |
| 指定为对冲工具的衍生工具 | | (1) | | | — | | | 1 | |
| 现金流对冲 | | | | | | |
将衍生工具损失从AOCI重新分类为净收益2,3 | | | | | | |
商品合同4 | | (47) | | | (22) | | | (1) | |
利率合约1 | | (16) | | | (46) | | | (648) | |
1在综合损益表的利息支出内列报，但亏损#美元除外6132020年5月录得的100万美元与合同要求的衍生工具有关，该衍生工具用于对冲与Coastal GasLink建设的项目级融资相关的利率风险。这一衍生工具被取消确认为出售65Coastal GasLink LP的%股权。这笔损失计入出售资产的净收益/(损失)。有关更多信息，请参阅附注30，收购和处置。
2有关保监处与现金流对冲关系中衍生工具有关的组成部分，包括应占非控股权益的部分，请参阅附注26，其他全面收益/(亏损)及累计其他全面收益/(亏损)。
3没有在收益中确认的金额被排除在有效性测试之外。
4在综合损益表的收入(电力和能源解决方案)内列示。
衍生工具的抵销
本公司订立衍生工具合约，并有权在正常业务过程中以及在违约情况下予以抵销。TC Energy没有主净额结算协议，但签订了类似的合同，其中包含抵销权。
本公司已选择将衍生工具的公允价值呈列于综合资产负债表，并有权按毛数予以抵销。
下表显示了如果该公司选择按净额列报衍生工具资产和负债的公允价值，对这些合同列报的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 总衍生工具 | | 可用于抵销的金额1 | | 净额 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | |
| 商品 | 659 | | | (591) | | | 68 | |
| 外汇 | 34 | | | (33) | | | 1 | |
| 利率 | 12 | | | (4) | | | 8 | |
| 705 | | | (628) | | | 77 | |
| 衍生工具负债 | | | | | |
| 商品 | (733) | | | 591 | | | (142) | |
| 外汇 | (213) | | | 33 | | | (180) | |
| 利率 | (76) | | | 4 | | | (72) | |
| (1,022) | | | 628 | | | (394) | |
1可抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 总衍生工具 | | 可用于抵销的金额1 | | 净额 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | |
| 商品 | 130 | | | (91) | | | 39 | |
| 外汇 | 85 | | | (54) | | | 31 | |
| 利率 | 2 | | | (1) | | | 1 | |
| 217 | | | (146) | | | 71 | |
| 衍生工具负债 | | | | | |
| 商品 | (171) | | | 91 | | | (80) | |
| 外汇 | (79) | | | 54 | | | (25) | |
| 利率 | (18) | | | 1 | | | (17) | |
| (268) | | | 146 | | | (122) | |
1可抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
关于上述衍生工具，公司提供现金抵押品#美元。138百万美元，信用证金额为$682022年12月31日，百万美元(2021年-美元144百万美元和美元130分别)给其交易对手。截至2022年12月31日，该公司持有的股份不到$1百万美元的现金抵押品和10百万信用证(2021年-零及$6分别来自资产风险敞口的交易对手。
衍生工具与信用风险相关的或有特征
为管理市场风险而订立的衍生品合同往往包含金融保证条款，允许合同当事人管理信用风险。这些规定可能要求在发生与信用风险相关的或有事件时提供抵押品，例如将公司的信用评级下调至非投资级。如果其衍生金融工具的公允价值超过预先定义的风险敞口限制，该公司还可能需要提供抵押品。
根据现有合约及于2022年12月31日的市价计算，所有具有信用风险相关或有特征且净负债的衍生工具的公允价值合计为$19 million (2021 – $5百万美元)，本公司在正常业务过程中没有为其提供抵押品。如果这些协议中与信用风险相关的或有特征在2022年12月31日触发，本公司将被要求提供相当于上文讨论的相关衍生工具的公允价值的抵押品。如果衍生工具的公允价值超过预先确定的合同敞口限额门槛，也可能需要提供抵押品。本公司拥有充足的现金及未提取承诺循环信贷安排的流动资金，以应付该等或有债务。
公允价值层次结构
本公司按公允价值入账的金融资产和负债已根据公允价值等级分为三类。
| | | | | |
| 级别 | 公允价值是如何确定的 |
| |
| I级 | 在活跃市场上对公司在计量日期有能力获得的相同资产和负债的报价。活跃市场是指交易频率和交易量持续提供定价信息的市场。 |
| |
| II级 | 此类别包括按收益法厘定公允价值的利率及外汇衍生资产及负债，以及按市场法厘定公允价值的商品衍生工具。 输入数据包括公布的汇率、利率、利率互换曲线、收益率曲线和外部数据服务提供商的经纪商报价。 |
| |
| 第三级 | 这一类别包括在某些流动性较低的市场进行的长期大宗商品交易，本公司使用现有的最可观察到的投入或长期经纪商报价来估计这些交易的公允价值。 使用无法观察到的市场数据造成的不确定性，可能无法准确反映公允价值未来可能的变化。 |
在经常性基础上计量的公司衍生资产和负债的公允价值，包括流动部分和非流动部分，分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 活跃市场报价
(第I级) | | 重要的其他可观察到的投入 (二级)1 | | 无法观察到的重要输入
(三级)1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | | | |
| 商品 | 515 | | | 142 | | | 2 | | | 659 | |
| 外汇 | — | | | 34 | | | — | | | 34 | |
| 利率 | — | | | 12 | | | — | | | 12 | |
| 衍生工具负债 | | | | | | | |
| 商品 | (478) | | | (242) | | | (13) | | | (733) | |
| 外汇 | — | | | (213) | | | — | | | (213) | |
| 利率 | — | | | (76) | | | — | | | (76) | |
| 37 | | | (343) | | | (11) | | | (317) | |
1在截至2022年12月31日的年度内，没有从II级转移到III级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 活跃市场报价 (第I级) | | 重要的其他可观察到的投入 (二级)1 | | 无法观察到的重要输入
(三级)1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | | | |
| 商品 | 39 | | | 91 | | | — | | | 130 | |
| 外汇 | — | | | 85 | | | — | | | 85 | |
| 利率 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 衍生工具负债 | | | | | | | |
| 商品 | (49) | | | (116) | | | (6) | | | (171) | |
| 外汇 | — | | | (79) | | | — | | | (79) | |
| 利率 | — | | | (18) | | | — | | | (18) | |
| (10) | | | (35) | | | (6) | | | (51) | |
1在截至2021年12月31日的年度内，没有从II级转移到III级。
下表列出了归入公允价值层次第三级的衍生资产和负债的公允价值净变化：
| | | | | | | | | | | |
| (百万加元，税前) | 2022 | | 2021 |
| | | |
| 年初余额 | (6) | | | (4) | |
| 净亏损计入净收入 | (10) | | | (3) | |
| 净亏损计入保险单 | (3) | | | — | |
| 转出第三级 | 7 | | | — | |
| 聚落 | 1 | | | 1 | |
年终余额1 | (11) | | | (6) | |
1收入包括未实现亏损#美元10截至2022年12月31日仍持有的III级衍生品(2021年-未实现亏损#美元)3百万美元).
29. 营运资金变动情况
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 应收账款(增加)/减少 | (575) | | | (925) | | | 129 | |
| 库存增加 | (190) | | | (93) | | | (55) | |
| | | | | |
| 其他流动资产减少/(增加) | 118 | | | (141) | | | (221) | |
| (减少)/增加应付帐款和其他 | (83) | | | 890 | | | (162) | |
| 应计利息增加/(减少) | 91 | | | (18) | | | (18) | |
| | | | | |
| 增加营运资金 | (639) | | | (287) | | | (327) | |
30. 收购和处置
加拿大天然气管道
海岸GasLink LP
2020年5月，TC Energy完成了对一家65将Coastal GasLink LP的%股权出售给第三方，净收益为$656在结账后调整前为100万美元，税前收益为#美元364百万(美元)402税后百万美元)。税前收益包括$231与要求重新计量公司留存资产有关的百万美元35股权对公允价值的百分比，该百分比是基于65此外，还将衍生工具的公允价值从AOCI重新分类为收益，该衍生工具用于对冲与Coastal GasLink建设项目层面融资相关的利率风险。这一美元402百万美元的税后收益也反映了以前未确认的税收损失福利的使用。税前收益计入综合损益表中出售资产的净收益/(亏损)。作为这项交易的一部分，TC Energy与Coastal GasLink LP签订了建造和运营这条管道的合同。TC Energy使用权益法对剩余部分进行核算35本公司合并财务报表中股权的百分比。
就在股权出售之前，Coastal GasLink LP提取了$1.610亿美元用于有担保的长期项目融资信贷安排，其中约有#美元1.5向TC Energy支付了10亿美元。
液体管道
北方信使
2021年11月，TC Energy完成了对其剩余资产的出售15将北方快递的%股权转让给第三方，总收益约为$35100万美元的税前收益13百万(美元)19税后百万美元)。税前收益计入综合损益表中出售资产的净收益/(亏损)。
电力和能源解决方案
TransCanada涡轮机有限公司。
2020年11月，TC Energy收购了剩余的50拥有TransCanada涡轮机有限公司(TC涡轮机)的%所有权权益，现金代价为美元67百万美元。TC涡轮机提供工业燃气轮机的维护、部件、维修和大修服务。收购作为一项业务合并入账，对收购资产和负债的分配公允价值的评估不会导致商誉的确认。TC Energy之前曾占其50于收购日开始全面合并TC涡轮机，对本公司的收入及净收入并无重大影响。此外，预计每一期间对公司收入和净收入的影响并不大。
安大略省天然气发电厂
2020年4月，本公司完成出售Halton Hills和Napanee发电厂以及其50将波特兰能源中心的%权益转让给安大略省发电公司的一家子公司，净收益约为#美元2.8在收盘后调整前为10亿美元。税前亏损总额为1美元676百万(美元)470这笔交易的税后亏损包括2019年期间应计的亏损，同时被归类为持有待售资产和2021年收盘后调整，还反映了对以前未确认的税收损失福利的利用。税前亏损计入综合损益表中出售资产的净收益/(亏损)。这一损失将来可能会在现有保险索赔结清后予以修正。
31. 承付款、或有事项和担保
承付款
TC Energy及其附属公司有长期天然气运输和天然气采购安排以及其他购买义务，所有这些都是在正常业务过程中以市场价格进行交易的。2022年在这些合同下的购买量为$362 million (2021 – $239 million; 2020 – $224百万)。
该公司已与太阳能和风力发电设施签订了PPA，范围包括一至15需要购买发电能源和相关环境属性的年份。截至2022年12月31日，根据PPA确保的计划总运力约为1,020发电量受运行可用性和容量因素的影响。未来的付款及其时间无法合理估计，因为它们取决于某些基础设施何时投入使用和产生的能源量。这些采购承诺中的某些承诺抵消了工厂全部或部分相关产出的销售PPA。
资本支出承诺包括与建设增长项目有关的债务，并以按计划进行的项目为基础。这些项目的变化，包括取消，将减少或可能由于减少费用的努力而取消这些承诺。截至2022年12月31日，TC Energy的资本支出承诺如下：
•大约$1.010亿美元用于其加拿大天然气管道，主要用于与NGTL系统扩建项目相关的建设成本
•大约$0.310亿美元用于其美国天然气管道，主要与ANR和哥伦比亚天然气管道项目相关的建设成本有关
•大约$1.710亿美元用于其墨西哥天然气管道，主要与东南门户管道的建设有关
•大约$0.3这主要与该公司在Bruce Power延长寿命计划承诺中所占的比例有关。
或有事件
TC Energy受环境质量和污染控制方面的法律法规的约束。截至2022年12月31日，本公司已累计约$20 million (2021 – $30与运营设施有关，这是它预计未来用于补救场地的估计金额的现值。然而，随着评估的进行和补救工作的继续，可能会产生额外的责任。
TC Energy及其子公司在正常业务过程中面临各种法律程序、仲裁和诉讼。这类诉讼所涉及的金额无法合理估计，因为这类法律诉讼的最终结果无法确切预测。管理层认为，该等诉讼和行动的最终解决方案不会对公司的综合财务状况或经营结果产生实质性影响。
Keystone XL
2022年9月，国际投资争端解决中心(ICSID)正式成立了一个法庭，听取TC Energy根据北美自由贸易协定提出的仲裁请求，该公司正寻求追回超过美元15吊销Keystone XL管道项目总统许可证造成的经济损失达数十亿美元。这一说法还处于早期阶段，时间和结果目前尚不清楚。2022年开展的终止活动，包括资产处置和保全，将持续到2023年。公司将继续与监管机构、利益相关者和土著团体协调，以履行其环境和监管承诺。
担保
TC Energy及其在德克萨斯州南部管道上的合作伙伴IEnova共同为拥有该管道的实体的财务业绩提供了担保。此类协议包括主要与天然气运输有关的担保和信用证。
TC Energy及其在Bruce Power的合资伙伴BPC发电基础设施信托分别为Bruce Power与租赁协议以及承包商和供应商服务相关的某些或有财务义务提供担保。
本公司及其在某些其他共同所有实体中的合伙人有：i)共同及个别；ii)共同或iii)个别担保这些实体的财务表现。这类协议包括主要与建筑服务和支付债务有关的担保和信用证。对于这些实体中的某些实体，TC Energy根据这些担保支付的任何超过其所有权权益的款项将由其合作伙伴偿还。
这些担保的账面价值已记入综合资产负债表中的其他长期负债。关于该公司担保的信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | 2022 | | 2021 |
| 术语 | | 潜在暴露量1 | | 账面价值 | | 潜在暴露量1 | | 账面价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
| 德州苏尔区 | 可续期至2053年 | | 100 | | | — | | | 93 | | | — | |
| 布鲁斯·鲍尔 | 可续期至2065年 | | 88 | | | — | | | 88 | | | — | |
| 其他共同所有的实体 | to 2043 | | 81 | | | 3 | | | 80 | | | 4 | |
| | | 269 | | | 3 | | | 261 | | | 4 | |
1TC Energy在潜在估计当前或或有风险敞口中的份额。
32. 可变利息实体
合并后的VIE
公司的大部分资产通过VIE持有，公司在VIE中持有100%的投票权，VIE符合企业的定义，VIE的资产可用于一般企业用途。资产不能用于结算VIE债务以外的目的或不被视为业务的合并VIE如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | | |
| (百万加元) | | 2022 | | 2021 |
| | | | |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | 60 | | | 72 | |
| 应收账款 | | 98 | | | 70 | |
| 盘存 | | 32 | | | 28 | |
| 其他流动资产 | | 14 | | | 13 | |
| | 204 | | | 183 | |
| 厂房、物业和设备 | | 3,997 | | | 3,672 | |
| 股权投资 | | 748 | | | 890 | |
| 商誉 | | 449 | | | 421 | |
| | | | |
| | 5,398 | | | 5,166 | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 应付帐款及其他 | | 234 | | | 232 | |
| | | | |
| 应计利息 | | 18 | | | 17 | |
| 长期债务的当期部分 | | 31 | | | 29 | |
| | 283 | | | 278 | |
| 监管责任 | | 78 | | | 66 | |
| 其他长期负债 | | 1 | | | 1 | |
| 递延所得税负债 | | 16 | | | 13 | |
| 长期债务 | | 2,136 | | | 2,025 | |
| | 2,514 | | | 2,383 | |
非合并VIE
该等VIE的账面价值及本公司参与该等VIE的最大亏损风险如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | | |
| (百万加元) | | 2022 | | 2021 |
| | | | |
| 资产负债表 | | | | |
从关联公司应收的贷款 (附注7及12)1 | | — | | | 1 | |
| 股权投资 | | | | |
| 布鲁斯·鲍尔 | | 5,783 | | | 4,493 | |
Coastal GasLink(注7)1 | | — | | | 386 | |
| 流水线股权投资和其他 | | 1,148 | | | 1,219 | |
从关联公司应收的长期贷款 (注7) | | — | | | 238 | |
表外2 | | | | |
布鲁斯·鲍尔3 | | 2,025 | | | 974 | |
沿海GasLink4 | | 3,300 | | | 3,037 | |
| 流水线股权投资 | | 58 | | | 171 | |
| 最大损失风险 | | 12,314 | | | 10,519 | |
| | | | |
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1股权投资减值前余额(美元)2,798百万美元)和附属公司的应收贷款(#美元250百万美元)截至2022年12月31日，与TC Energy对Coastal GasLink LP的投资相关的金额减少至零余额及减值费用于2022年第四季于综合损益表的权益投资减值中确认。
2包括对担保和未来资金承诺的最大潜在风险敞口。
32022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。截至2022年12月31日，最大风险敞口包括TC Energy根据3号机组MCR计划投资的资本部分，以及预计到2027年在资产管理计划下投资的资本增加。
4根据合同，TC Energy有义务通过与Coastal GasLink LP的附属贷款协议增加产能，为Coastal GasLink LP剩余的股本需求提供资金，以完成Coastal GasLink管道的资本成本，直到最终成本确定为止。附属贷款协议下的承诺产能为#美元。1,262截至2022年12月31日，将达到100万美元，并将在未来根据需要增加，以支持估计的3.3通过完成Coastal GasLink管道的建设，增加10亿美元的股权融资需求。确定该公司的最大亏损风险涉及完成Coastal GasLink管道的资本成本估计。
于2022年7月，本公司就其于Coastal GasLink LP的投资订立经修订的项目协议，并承诺作出额外股本出资，但并未导致本公司的35百分之百的所有权。这些修订和额外的股本贡献被确定为TC Energy对Coastal GasLink LP的投资的VIE重新考虑事件。本公司对控制权进行了重新评估，并确定Coastal GasLink LP继续符合本公司持有可变权益的VIE的定义。重新评估进一步确定TC Energy并非Coastal GasLink LP的主要受益人，因为本公司无权通过投票权或其他明示或默示的方式指导对Coastal GasLink LP的经济表现产生最重大影响的活动。因此，该公司继续使用权益会计方法对其投资进行会计核算。有关更多信息，请参阅附注7，Coastal GasLink。
33. 后续事件
墨西哥债券发行
2023年1月17日，墨西哥一家全资子公司签订了一笔美元1.810亿美元的优先无担保定期贷款和1美元500百万优先无担保信贷安排。定期贷款和循环承诺都将于2028年1月到期，并按浮动利率计息。
