TC Energy reports solid first quarter 2022 results executing an opportunity-rich portfolio while supplying the growing demand for energy
TC Energy сообщает о хороших результатах за первый квартал 2022 г., реализуя богатый портфель возможностей и удовлетворяя растущий спрос на энергию.
29 апр. 2022 г.
CALGARY, Alberta, April 29, 2022 (GLOBE NEWSWIRE) -- TC Energy Corporation (TSX, NYSE: TRP) (TC Energy or the Company) released its first quarter results today. TC Energy's President and Chief Executive Officer, François Poirier commented that, “During the first three months of 2022, our diversified and opportunity-rich portfolio of essential energy infrastructure assets continued to deliver strong results and reliably meet North America's growing demand for energy. By working closely with our customers, we are developing long-term strategic partnerships and innovative energy solutions with the expectation of sanctioning over $5 billion of new projects annually, in line with our historic risk and return preferences."
(All financial figures are unaudited and in Canadian dollars unless otherwise noted)
- First quarter 2022 results were underpinned by solid utilization and reliability across our assets, further supported by the constructive fundamental outlook for North American energy. The growing need for energy security has placed renewed focus on the long-term role our infrastructure will play in responsibly fulfilling North America's energy demands:
- The NGTL System had its highest average winter demand since 2000 of 14.2 Bcf/d
- U.S. Natural Gas Pipelines reached average flows of 30 Bcf/d, up five per cent compared to first quarter 2021, including an all-time daily system delivery record of nearly 35 Bcf in January 2022
- Today, around a quarter of the U.S. LNG export volumes travel through our U.S. Natural Gas Pipelines
- First quarter 2022 financial results
- Net income attributable to common shares of $0.4 billion or $0.36 per common share compared to a net loss of $1.1 billion or a loss of $1.11 per common share in 2021. Comparable earnings1 of $1.1 billion or $1.12 per common share compared to $1.1 billion or $1.16 per common share in 2021
- Segmented earnings of $1.2 billion compared to segmented losses of $0.9 billion in 2021 and comparable EBITDA1 of $2.4 billion compared to $2.5 billion in 2021
- Net cash provided by operations of $1.7 billion was consistent with 2021 results and comparable funds generated from operations1 was $1.9 billion compared to $2.0 billion in 2021
- Declared a quarterly dividend of $0.90 per common share for the quarter ending June 30, 2022
- Consistent with our 2021 Annual Report outlook, 2022 comparable EBITDA is expected to be modestly higher than 2021, while 2022 comparable earnings per common share are expected to be consistent with 2021
- Continued to advance our $25 billion secured capital program by investing $1.7 billion in various growth projects
- Filed ANR rate case with FERC in January and filed Great Lakes unopposed rate settlement in March 2022
- Received FERC approval for Alberta XPress and North Baja XPress projects in April 2022
- Received verification of final cost and schedule estimates for the Bruce Power Unit 3 MCR program from IESO in March
- To date in 2022, finalized contracts for approximately 160 MW and 240 MW from our wind energy and solar projects, respectively, following the RFI process initiated in 2021. Expect to finalize additional contracts in 2022
- Received notice on March 29, 2022 from the Government of Alberta that the Final Project Proposal to build and operate the Alberta Carbon Grid, a joint-venture with Pembina Pipeline Corporation, moves forward to the next stage
- Announced a plan to evaluate a hydrogen production hub in Crossfield, Alberta in April 2022
- Issued US$800 million of Junior Subordinated Notes through TransCanada Trust in March 2022.
| | | three months ended
March 31 |
| (millions of $, except per share amounts) | | | 2022 | | | | 2021 | |
| | | | | |
| Income | | | | |
| Net income/(loss) attributable to common shares | | | 358 | | | | (1,057 | ) |
| per common share – basic | | $0.36 | | | ($1.11 | ) |
| | | | | |
| Segmented earnings/(losses) | | | | |
| Canadian Natural Gas Pipelines | | | 358 | | | | 356 | |
| U.S. Natural Gas Pipelines | | | 310 | | | | 873 | |
| Mexico Natural Gas Pipelines | | | 120 | | | | 152 | |
| Liquids Pipelines | | | 272 | | | | (2,508 | ) |
| Power and Storage | | | 76 | | | | 163 | |
| Corporate | | | 31 | | | | 32 | |
| Total segmented earnings/(losses) | | | 1,167 | | | | (932 | ) |
| | | | | |
| Comparable EBITDA | | | | |
| Canadian Natural Gas Pipelines | | | 644 | | | | 686 | |
| U.S. Natural Gas Pipelines | | | 1,107 | | | | 1,055 | |
| Mexico Natural Gas Pipelines | | | 148 | | | | 180 | |
| Liquids Pipelines | | | 329 | | | | 393 | |
| Power and Storage | | | 157 | | | | 178 | |
| Corporate | | | 3 | | | | (3 | ) |
| Comparable EBITDA | | | 2,388 | | | | 2,489 | |
| Depreciation and amortization | | | (626 | ) | | | (645 | ) |
| Interest expense | | | (580 | ) | | | (570 | ) |
| Allowance for funds used during construction | | | 75 | | | | 50 | |
| Interest income and other included in comparable earnings | | | 67 | | | | 92 | |
| Income tax expense included in comparable earnings | | | (179 | ) | | | (203 | ) |
| Net income attributable to non-controlling interests | | | (11 | ) | | | (69 | ) |
| Preferred share dividends | | | (31 | ) | | | (38 | ) |
| Comparable earnings | | | 1,103 | | | | 1,106 | |
| Comparable earnings per common share | | $1.12 | | | $1.16 | |
| | | | | |
| Net cash provided by operations | | | 1,707 | | | | 1,666 | |
| Comparable funds generated from operations | | | 1,865 | | | | 2,023 | |
| Capital spending1 | | | 1,724 | | | | 1,885 | |
| | | | | |
| Dividends declared | | | | |
| Per common share | | $0.90 | | | $0.87 | |
| Basic common shares outstanding (millions) | | | | |
| – weighted average for the period | | | 981 | | | | 953 | |
| – issued and outstanding at end of period | | | 983 | | | | 979 | |
1. Includes Capital expenditures, Capital projects in development and Contributions to equity investments.
During the first three months of 2022, our diversified and opportunity-rich portfolio of essential energy infrastructure assets continued to deliver strong results and reliably meet North America's growing demand for energy. Comparable earnings of $1.12 per common share and comparable funds generated from operations of $1.9 billion reflect the solid performance of our assets and the utility-like nature of our business together with contributions from projects that entered service in 2021.
The global environment continues to be complex, representing an urgent need to develop greater energy security. Now more than ever, we understand the importance of North America's role in securing global energy supply. By working closely with our customers, we continue to develop innovative energy solutions to move, generate and store the energy people need daily while also advancing our shared goals for sustainability.
Our results are underpinned by strong demand for our services along with a constant focus on operational excellence. Flows and utilization levels across many of our systems are robust, with the NGTL System having its highest average winter demand since 2000 of 14.2 Bcf/d and U.S. Natural Gas Pipelines reaching average flows of 30 Bcf/d, up five per cent compared to first quarter 2021, including an all-time daily system delivery record of nearly 35 Bcf in January. Given the solid performance year-to-date, we reiterate that 2022 comparable EBITDA is expected to be modestly higher than 2021 and our 2022 comparable earnings per common share outlook is expected to be consistent with 2021. Please refer to the 2021 Annual Report for additional details.
We are advancing our $25 billion secured capital program and expect to sanction over $5 billion of new projects per year throughout the decade, including recoverable maintenance capital. Importantly, all of our secured capital projects are underpinned by long-term contracts and/or regulated business models, giving us visibility to deliver earnings and cash flow growth, while reducing our GHG emissions intensity and continuing to lower our overall leverage metrics.
Looking forward, we remain opportunity-rich and intend to continue expanding, extending and modernizing our existing natural gas pipeline network, advancing the Bruce Power life extension program and continuing plans to use renewable energy to power certain of our proprietary and aggregated demand. With an emphasis on capital discipline, we continue to advance our renewable and emission-free projects under development including pumped hydro storage, solar and wind PPAs, the Alberta Carbon Grid and large-scale hydrogen production. Success in progressing our current slate of secured projects and various other growth initiatives is expected to support long-term growth in earnings before interest, taxes, depreciation and amortization, or comparable EBITDA, as well as comparable earnings and cash flow per share. Based on the confidence we have in our business plans, we expect to continue to grow the common share dividend at an annual rate of three to five per cent. This is consistent with our conservative approach to capital allocation, historic risk-adjusted return profile and is expected to provide the capacity to fund our sizeable capital program while enhancing our financial strength and flexibility.
Consolidated comparable earnings
- Our overall comparable EBITDA and comparable earnings per common share outlook for 2022 remains consistent with the 2021 Annual Report. 2022 comparable EBITDA is expected to be modestly higher than 2021 and 2022 comparable earnings per common share outlook is expected to be consistent with 2021. Please refer to the 2021 Annual Report for additional details. We continue to monitor the impact of changes in energy markets, our construction projects and regulatory proceedings as well as COVID-19 for any potential effect on our 2022 comparable EBITDA and comparable earnings per common share.
Consolidated capital spending
- Our total capital expenditures for 2022 are expected to be approximately $7 billion. The increase in 2022 capital expenditures from what was outlined in the 2021 Annual Report is primarily due to higher costs for the NGTL System, reflecting inflationary pressures on labour and materials, additional regulatory conditions and other factors. We continue to work on cost mitigation strategies and assess market conditions, developments in our construction projects and the impact of COVID-19 for further changes to our overall 2022 capital program.
NOTABLE RECENT DEVELOPMENTS INCLUDE:
Canadian Natural Gas Pipelines
- Coastal GasLink: The Coastal GasLink project is approximately 63 per cent complete. The entire route has been cleared, grading is more than 74 per cent complete and more than 275 km of pipeline has been installed, with reclamation activities underway in many areas.
On March 9, 2022, we announced the signing of option agreements to sell a 10 per cent equity interest in Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership (Coastal GasLink LP) to Indigenous communities across the project corridor. The opportunity to become business partners through equity ownership was made available to all 20 Nations holding existing agreements with Coastal GasLink LP. The Nations have established two entities that together currently represent 16 Indigenous communities that have confirmed their support for the option agreements. The equity option is exercisable after commercial in-service of the pipeline, subject to customary regulatory approvals and consents, including the consent of LNG Canada.
Coastal GasLink is in dispute with LNG Canada with respect to the recognition of certain costs and the impacts on schedule; however, the parties are in active and constructive discussions toward a resolution of this matter. We do not expect any suspension of construction activities due to the dispute while discussions continue. The ultimate level of debt financing and the amounts to be contributed as equity by Coastal GasLink LP partners, including us, will be determined by the substance of a resolution with LNG Canada.
We increased our commitment under a subordinated loan agreement to Coastal GasLink LP by $500 million in March 2022. This brings the total commitment under the subordinated loan agreement to $3.8 billion, which has been arranged in order to provide temporary financing to the project to fund incremental costs, if necessary, as a bridge to a required increase in project-level financing. At March 31, 2022, $289 million was outstanding on these loans (December 31, 2021 – $238 million).
- NGTL System: In the three months ended March 31, 2022, the NGTL System placed approximately $0.2 billion of capacity projects in service.
U.S. Natural Gas Pipelines
- Columbia Gas Section 4 Rate Case: Columbia Gas reached a settlement with its customers effective February 2021 and received FERC approval on February 25, 2022. As part of the settlement there is a moratorium on any further rate changes until April 1, 2025. Columbia Gas must file for new rates with an effective date no later than April 1, 2026. Previously accrued rate refund liabilities were refunded to customers, including interest, in second quarter 2022.
- ANR Section 4 Rate Case: ANR filed a Section 4 rate case with FERC on January 28, 2022 requesting an increase to ANR's maximum transportation rates effective August 1, 2022, subject to refund upon completion of the rate proceeding. The rate case is progressing as expected as we continue to pursue a collaborative process to find a mutually beneficial outcome with our customers, FERC and other stakeholders through settlement negotiations.
- Great Lakes: On March 18, 2022, Great Lakes reached an uncontested pre-filing settlement with its customers and filed an unopposed rate settlement with FERC by which Great Lakes and the settling parties agreed to maintain existing recourse rates through October 31, 2025.
While the settlement created short-term rate certainty, it prompted a re-evaluation of Great Lakes’ long-term free cash flows which resulted in a US$451 million goodwill impairment charge being recorded in first quarter 2022.
- KO Transmission Enhancement Acquisition: On April 28, 2022, we approved the approximately US$80 million acquisition of KO Transmission assets to be integrated into our Columbia Gas pipeline. After filing for and receiving FERC approval of Columbia Gas’ acquisition of KO Transmission assets, which is expected by the end of 2022, this expanded footprint will provide additional last-mile connectivity of Columbia Gas into northern Kentucky and southern Ohio to growing LDC markets. It will also provide a platform for future capital investments including future conversions of coal-fueled power plants in the region.
- Renewable Natural Gas Hub Development: In April 2022, we announced a strategic collaboration with GreenGasUSA to explore development of a network of natural gas transportation hubs, including renewable natural gas (RNG). The transportation hubs would provide centralized access to existing energy transportation infrastructure for RNG sources, such as farms, wastewater treatment facilities and landfills. This collaboration will rapidly expand and provide incremental capability to the 10 current RNG interconnects across our U.S. natural gas pipeline footprint. The development of these hubs is a critical step towards the acceleration of methane capture projects and the concurrent reduction of GHG emissions.
- Alberta XPress and North Baja XPress Projects: In April 2022, FERC provided certificate orders approving our Alberta XPress and North Baja XPress projects. The Alberta XPress project is an expansion of ANR that utilizes existing capacity on Great Lakes and the Canadian Mainline to connect growing supply from the WCSB to U.S. Gulf Coast LNG export markets. The anticipated in-service date is late 2022 or early 2023 with an estimated project cost of US$0.3 billion. The North Baja XPress project is designed to expand capacity on North Baja to meet increased customer demand by upgrading one existing compressor station and two existing meter stations in Arizona and California with a mid-2023 expected in-service date and total anticipated cost of $0.1 billion. All the upgrades required for North Baja XPress will occur on property and within facilities currently owned and/or operated by North Baja.
Mexico Natural Gas Pipelines
- Tula and Villa de Reyes: The CFE initiated arbitration in June 2019 for the Tula and Villa de Reyes projects, disputing fixed capacity payments due to force majeure events. Arbitration proceedings are currently suspended while management holds collaborative settlement discussions with the CFE.
We successfully achieved mechanical completion of the Villa de Reyes project's lateral and north sections in April 2022. Construction of the south section is ongoing and we expect to complete the construction of the Villa de Reyes project in 2022, subject to the successful resolution of ongoing negotiations with neighbouring communities to obtain pending land access.
Power and Storage
- Bruce Power Life Extension: On March 7, 2022, the IESO verified Bruce Power's Unit 3 MCR program final cost and schedule duration estimate submitted in December 2021. The Unit 3 MCR program is scheduled to begin in first quarter 2023 with an expected completion in 2026.
Bruce Power's contract price increased by approximately $10 per MWh on April 1, 2022, reflecting capital to be invested under the Unit 3 MCR program and the 2022 to 2024 Asset Management program plus normal annual inflation adjustments.
- Renewable Energy Contracts and/or Investment Opportunities: Through an RFI process conducted in 2021, we are seeking potential contracts and/or investment opportunities in wind, solar and energy storage projects to meet the electricity needs of the U.S. portion of the Keystone Pipeline System and supply renewable energy products and services to industrial and oil and gas sectors proximate to our in-corridor demand. To date in 2022, we have finalized contracts for approximately 160 MW and 240 MW from our wind energy and solar projects, respectively. We continue to evaluate the proposals received through the RFI process and expect to finalize additional contracts in 2022.
Other Energy Transition Developments
- Alberta Carbon Grid (ACG): On March 29, 2022, the ACG received notice from the Government of Alberta that our Final Project Proposal to build and operate a carbon storage hub and gathering lines in Alberta’s industrial heartland was among the successful proponents. The project has been invited to move forward into the next stage of the Province’s carbon capture utilization and storage (CCUS) process and enter into an evaluation agreement to further assess the viability of this project. Designed to be an open-access system, the ACG proposes to leverage existing right of ways and/or pipelines to connect the Alberta Industrial Heartland emissions region to a key sequestration location.
- Mexico Tax Audit: In 2019, the Mexican tax authority, the Tax Administration Services (SAT), completed an audit of the 2013 tax return of one of our subsidiaries in Mexico. The audit resulted in a tax assessment that denied the deduction for all interest expense and an assessment of additional tax, penalties and financial charges totaling less than US$1 million. We disagreed with this assessment and commenced litigation to challenge it. In January 2022, we received the tax court’s ruling on the 2013 tax return, which upheld the SAT assessment. From September 2021 to February 2022, the SAT issued assessments for tax years 2014 through 2017 which denied the deduction of all interest expense as well as assessed incremental withholding tax on the interest. These assessments totaled approximately US$490 million in income and withholding taxes, interest, penalties and other financial charges.
During first quarter 2022, we received a settlement offer from the SAT with respect to the above matters for the tax years 2013 through 2021 and subsequently reached a settlement-in-principle. In first quarter 2022, we accrued US$153 million of income tax expense (inclusive of withholding taxes, interest, penalties and other financial charges). This amount was fully paid in April 2022.
Teleconference and Webcast
We will hold a teleconference and webcast on Friday, April 29, 2022 at 1 p.m. (MDT) / 3 p.m. (EDT) to discuss our first quarter 2022 financial results and company developments. Presenters will include François Poirier, President and Chief Executive Officer; Joel Hunter, Executive Vice-President and Chief Financial Officer; and other members of the executive leadership team.
Members of the investment community and other interested parties are invited to participate by calling 1.800.319.4610. No pass code is required. Please dial in 15 minutes prior to the start of the call. A live webcast of the teleconference will be available on TC Energy's website at www.TCEnergy.com/events or via the following URL: http://www.gowebcasting.com/11768.
A replay of the teleconference will be available two hours after the conclusion of the call until midnight EDT on May 6, 2022. Please call 1.855.669.9658 and enter pass code 8702.
The unaudited interim condensed consolidated financial statements and Management’s Discussion and Analysis (MD&A) are available on our website at www.TCEnergy.com and will be filed today under TC Energy's profile on SEDAR at www.sedar.com and with the U.S. Securities and Exchange Commission on EDGAR at www.sec.gov.
About TC Energy
We’re a team of 7,000+ energy problem solvers working to move, generate and store the energy North America relies on. Today, we’re taking action to make that energy more sustainable and more secure. We’re innovating and modernizing to reduce emissions from our business. And, we’re delivering new energy solutions – from natural gas and renewables to carbon capture and hydrogen – to help other businesses and industries decarbonize too.
TC Energy's common shares trade on the Toronto (TSX) and New York (NYSE) stock exchanges under the symbol TRP. To learn more, visit us at www.TCEnergy.com.
Forward-Looking Information
This release contains certain information that is forward-looking, including the sustainability commitments and targets contained in our 2021 Report on Sustainability and our GHG Emissions Reduction Plan, and is subject to important risks and uncertainties (such statements are usually accompanied by words such as "anticipate", "expect", "believe", "may", "will", "should", "estimate", "intend" or other similar words). Forward-looking statements in this document are intended to provide TC Energy security holders and potential investors with information regarding TC Energy and its subsidiaries, including management's assessment of TC Energy's and its subsidiaries' future plans and financial outlook. All forward-looking statements reflect TC Energy's beliefs and assumptions based on information available at the time the statements were made and as such are not guarantees of future performance. As actual results could vary significantly from the forward-looking information, you should not put undue reliance on forward-looking information and should not use future-oriented information or financial outlooks for anything other than their intended purpose. We do not update our forward-looking information due to new information or future events, unless we are required to by law. For additional information on the assumptions made, and the risks and uncertainties which could cause actual results to differ from the anticipated results, refer to the most recent Quarterly Report to Shareholders and the 2021 Annual Report filed under TC Energy's profile on SEDAR at www.sedar.com and with the U.S. Securities and Exchange Commission at www.sec.gov and the "Forward-looking information" section of our 2021 Report on Sustainability and our GHG Emissions Reduction Plan which are available on our website at www.TCEnergy.com.
Non-GAAP Measures
This release contains references to the following non-GAAP measures; comparable earnings, comparable earnings per common share, comparable EBITDA and comparable funds generated from operations. Non-GAAP measures do not have any standardized meaning as prescribed by GAAP and therefore may not be comparable to similar measures presented by other entities. These comparable measures are calculated by adjusting certain GAAP measures for specific items we believe are significant but not reflective of our underlying operations in the period. These comparable measures are calculated on a consistent basis from period to period and are adjusted for specific items in each period, as applicable except as otherwise described in the Condensed consolidated financial statements and MD&A. Refer to: (i) each business segment for a reconciliation of comparable EBITDA to segmented earnings; (ii) Consolidated results section for reconciliations of comparable earnings and comparable earnings per common share to Net income attributable to common shares and Net income per common share, respectively; and (iii) Financial condition section for a reconciliation of comparable funds generated from operations to Net cash provided by operations. Refer to the About this document – Non-GAAP measures section of the MD&A in our most recent quarterly report for more information about the non-GAAP measures we use, which section of the MD&A is incorporated by reference herein. The MD&A can be found on SEDAR (www.sedar.com) under TC Energy's profile.
Media Inquiries:Jaimie Harding / Hejdi Carlsenmedia@tcenergy.com403.920.7859 or 800.608.7859
Investor & Analyst Inquiries: Gavin Wylie / Hunter Mau investor_relations@tcenergy.com403.920.7911 or 800.361.6522
____________________1 Comparable earnings, comparable earnings per common share, comparable funds generated from operations and comparable EBITDA are non-GAAP measures used throughout this news release. These measures do not have any standardized meaning under GAAP and therefore are unlikely to be comparable to similar measures presented by other companies. The most directly comparable GAAP measures are Net income attributable to common shares, Net income per common share, Net cash provided by operations and Segmented earnings, respectively. For more information on non-GAAP measures, refer to the Non-GAAP section of this news release.
Download full report here: https://www.tcenergy.com/siteassets/pdfs/investors/reports-and-filings/annual-and-quarterly-reports/2022/tc-2022-q1-quarterly-report.pdf
КАЛГАРИ, Альберта, 29 апреля 2022 г. (GLOBE NEWSWIRE) -- Корпорация TC Energy (TSX, NYSE: TRP) (TC Energy или Компания) опубликовала сегодня результаты за первый квартал. Президент и главный исполнительный директор TC Energy Франсуа Пуарье прокомментировал: “В течение первых трех месяцев 2022 года наш диверсифицированный и богатый возможностями портфель основных активов энергетической инфраструктуры продолжал приносить высокие результаты и надежно удовлетворять растущий спрос Северной Америки на энергию. Работая в тесном сотрудничестве с нашими клиентами, мы развиваем долгосрочные стратегические партнерские отношения и инновационные энергетические решения, рассчитывая ежегодно финансировать новые проекты на сумму более 5 миллиардов долларов в соответствии с нашими историческими предпочтениями в отношении рисков и доходности".
(Все финансовые показатели неаудированы и указаны в канадских долларах, если не указано иное)
- Результаты первого квартала 2022 года были подкреплены высокой загрузкой и надежностью наших активов, что также подкреплялось конструктивными фундаментальными перспективами развития энергетики Северной Америки. Растущая потребность в энергетической безопасности вновь привлекла внимание к долгосрочной роли, которую наша инфраструктура будет играть в ответственном удовлетворении энергетических потребностей Северной Америки:
- Система NGTL имела самый высокий средний зимний спрос с 2000 года - 14,2 млрд. куб. футов в сутки
- Средний поток природного газа по трубопроводам США достиг 30 млрд куб. м/сут, что на пять процентов больше по сравнению с первым кварталом 2021 года, включая рекордный показатель ежедневной подачи газа в систему в размере почти 35 млрд куб. м в январе 2022 года
- Сегодня около четверти объемов экспорта американского СПГ проходит по нашим американским газопроводам
- Финансовые результаты за первый квартал 2022 года
- Чистая прибыль, приходящаяся на обыкновенные акции, составила 0,4 миллиарда долларов или 0,36 доллара на одну обыкновенную акцию по сравнению с чистым убытком в размере 1,1 миллиарда долларов или убытком в размере 1,11 доллара на одну обыкновенную акцию в 2021 году. Сопоставимая прибыль 1 в размере 1,1 миллиарда долларов или 1,12 доллара на одну обыкновенную акцию по сравнению с 1,1 миллиарда долларов или 1,16 доллара на одну обыкновенную акцию в 2021 году
- Сегментированная прибыль в размере 1,2 миллиарда долларов по сравнению с сегментированными убытками в размере 0,9 миллиарда долларов в 2021 году и сопоставимой EBITDA 1 в размере 2,4 миллиарда долларов по сравнению с 2,5 миллиардами долларов в 2021 году
- Чистые денежные средства, полученные от операций в размере 1,7 миллиарда долларов, соответствовали результатам 2021 года, а сопоставимые средства, полученные от операций 1, составили 1,9 миллиарда долларов по сравнению с 2,0 миллиарда долларов в 2021 году
- Объявлен ежеквартальный дивиденд в размере 0,90 доллара на одну обыкновенную акцию за квартал, закончившийся 30 июня 2022 года
- В соответствии с нашим прогнозом Годового отчета за 2021 год ожидается, что сопоставимая EBITDA в 2022 году будет несколько выше, чем в 2021 году, в то время как сопоставимая прибыль на одну обыкновенную акцию в 2022 году, как ожидается, будет соответствовать 2021 году
- Продолжили продвигать нашу программу гарантированного капитала на сумму 25 миллиардов долларов, инвестировав 1,7 миллиарда долларов в различные проекты роста
- Подал иск о ставке ANR в FERC в январе и подал иск о безальтернативном урегулировании ставки в Великих Озерах в марте 2022 года
- Получил одобрение FERC для проектов Alberta XPress и North Baja XPress в апреле 2022 года
- Получил подтверждение окончательной сметы затрат и графика для программы MCR энергоблока Bruce Power 3 от IESO в марте
- На сегодняшний день в 2022 году завершены контракты примерно на 160 МВт и 240 МВт по нашим проектам в области ветроэнергетики и солнечной энергии, соответственно, после процесса RFI, начатого в 2021 году. Ожидается, что дополнительные контракты будут заключены в 2022 году
- 29 марта 2022 года получено уведомление от правительства Альберты о том, что Окончательное проектное предложение по строительству и эксплуатации Alberta Carbon Grid, совместного предприятия с Pembina Pipeline Corporation, переходит к следующему этапу
- Объявлено о плане оценки центра производства водорода в Кроссфилде, Альберта, в апреле 2022 года
- Выпустил Младшие Субординированные облигации на сумму 800 миллионов долларов США через TransCanada Trust в марте 2022 года.
| | | three months ended
March 31 |
| (millions of $, except per share amounts) | | | 2022 | | | | 2021 | |
| | | | | |
| Income | | | | |
| Net income/(loss) attributable to common shares | | | 358 | | | | (1,057 | ) |
| per common share – basic | | $0.36 | | | ($1.11 | ) |
| | | | | |
| Segmented earnings/(losses) | | | | |
| Canadian Natural Gas Pipelines | | | 358 | | | | 356 | |
| U.S. Natural Gas Pipelines | | | 310 | | | | 873 | |
| Mexico Natural Gas Pipelines | | | 120 | | | | 152 | |
| Liquids Pipelines | | | 272 | | | | (2,508 | ) |
| Power and Storage | | | 76 | | | | 163 | |
| Corporate | | | 31 | | | | 32 | |
| Total segmented earnings/(losses) | | | 1,167 | | | | (932 | ) |
| | | | | |
| Comparable EBITDA | | | | |
| Canadian Natural Gas Pipelines | | | 644 | | | | 686 | |
| U.S. Natural Gas Pipelines | | | 1,107 | | | | 1,055 | |
| Mexico Natural Gas Pipelines | | | 148 | | | | 180 | |
| Liquids Pipelines | | | 329 | | | | 393 | |
| Power and Storage | | | 157 | | | | 178 | |
| Corporate | | | 3 | | | | (3 | ) |
| Comparable EBITDA | | | 2,388 | | | | 2,489 | |
| Depreciation and amortization | | | (626 | ) | | | (645 | ) |
| Interest expense | | | (580 | ) | | | (570 | ) |
| Allowance for funds used during construction | | | 75 | | | | 50 | |
| Interest income and other included in comparable earnings | | | 67 | | | | 92 | |
| Income tax expense included in comparable earnings | | | (179 | ) | | | (203 | ) |
| Net income attributable to non-controlling interests | | | (11 | ) | | | (69 | ) |
| Preferred share dividends | | | (31 | ) | | | (38 | ) |
| Comparable earnings | | | 1,103 | | | | 1,106 | |
| Comparable earnings per common share | | $1.12 | | | $1.16 | |
| | | | | |
| Net cash provided by operations | | | 1,707 | | | | 1,666 | |
| Comparable funds generated from operations | | | 1,865 | | | | 2,023 | |
| Capital spending1 | | | 1,724 | | | | 1,885 | |
| | | | | |
| Dividends declared | | | | |
| Per common share | | $0.90 | | | $0.87 | |
| Basic common shares outstanding (millions) | | | | |
| – weighted average for the period | | | 981 | | | | 953 | |
| – issued and outstanding at end of period | | | 983 | | | | 979 | |
1. Включает капитальные затраты, Капитальные проекты в области развития и вклады в инвестиции в акционерный капитал.
В течение первых трех месяцев 2022 года наш диверсифицированный и богатый возможностями портфель основных активов энергетической инфраструктуры продолжал приносить высокие результаты и надежно удовлетворять растущий спрос Северной Америки на энергию. Сопоставимая прибыль в размере 1,12 доллара на одну обыкновенную акцию и сопоставимые средства, полученные от операций в размере 1,9 миллиарда долларов, отражают стабильные показатели наших активов и полезность нашего бизнеса, а также вклады от проектов, которые были введены в эксплуатацию в 2021 году.
Глобальная окружающая среда по-прежнему остается сложной, что свидетельствует о настоятельной необходимости повышения энергетической безопасности. Сейчас, как никогда, мы понимаем важность роли Северной Америки в обеспечении глобального энергоснабжения. Тесно сотрудничая с нашими клиентами, мы продолжаем разрабатывать инновационные энергетические решения для перемещения, выработки и хранения энергии, в которой люди нуждаются ежедневно, а также для достижения наших общих целей в области устойчивого развития.
Наши результаты подкрепляются высоким спросом на наши услуги наряду с постоянным вниманием к операционному совершенству. Потоки и уровни использования во многих наших системах являются надежными, при этом система NGTL имеет самую высокую среднюю зимнюю потребность с 2000 года в 14,2 млрд куб. м/ сут, а средний расход природного газа в трубопроводах США достигает 30 млрд куб. м/ сут, что на пять процентов больше по сравнению с первым кварталом 2021 года, включая ежедневную систему рекорд поставки в январе составил почти 35 млрд. куб. футов. Учитывая высокие показатели с начала года, мы подтверждаем, что сопоставимая EBITDA в 2022 году, как ожидается, будет несколько выше, чем в 2021 году, а наш прогноз сопоставимой прибыли на обыкновенную акцию на 2022 год, как ожидается, будет соответствовать 2021 году. Пожалуйста, обратитесь к Годовому отчету за 2021 год для получения дополнительной информации.
Мы продвигаем нашу программу гарантированного капитала на сумму 25 миллиардов долларов и ожидаем, что в течение десятилетия будут санкционироваться новые проекты на сумму более 5 миллиардов долларов в год, включая возмещаемый капитальный ремонт. Важно отметить, что все наши обеспеченные капитальные проекты подкреплены долгосрочными контрактами и / или регулируемыми бизнес-моделями, что дает нам возможность получать прибыль и увеличивать денежные потоки, одновременно снижая интенсивность выбросов парниковых газов и продолжая снижать наши общие показатели левереджа.
Заглядывая в будущее, мы по-прежнему богаты возможностями и намерены продолжать расширять, расширять и модернизировать нашу существующую сеть газопроводов, продвигая программу продления срока службы Bruce Power и продолжая планы по использованию возобновляемых источников энергии для удовлетворения определенных наших собственных и совокупных потребностей. Уделяя особое внимание капитальной дисциплине, мы продолжаем продвигать наши разрабатываемые проекты по возобновляемым источникам энергии и без выбросов, включая гидроаккумулирующие системы, солнечные и ветровые электростанции, углеродную сеть Альберты и крупномасштабное производство водорода. Ожидается, что успех в продвижении нашего текущего списка обеспеченных проектов и различных других инициатив по росту будет способствовать долгосрочному росту прибыли до вычета процентов, налогов, износа и амортизации или сопоставимой EBITDA, а также сопоставимой прибыли и денежного потока на акцию. Основываясь на нашей уверенности в наших бизнес-планах, мы ожидаем дальнейшего увеличения дивидендов по обыкновенным акциям в годовом исчислении на три-пять процентов. Это согласуется с нашим консервативным подходом к распределению капитала, историческим профилем доходности с поправкой на риск и, как ожидается, обеспечит возможность финансирования нашей значительной программы капиталовложений, одновременно повышая нашу финансовую устойчивость и гибкость.
Консолидированная сопоставимая прибыль
- Наш общий прогноз сопоставимой EBITDA и сопоставимой прибыли на обыкновенную акцию на 2022 год остается в соответствии с Годовым отчетом за 2021 год. Ожидается, что сопоставимая EBITDA на 2022 год будет несколько выше, чем в 2021 году, а прогноз сопоставимой прибыли на обыкновенную акцию на 2022 год, как ожидается, будет соответствовать 2021 году. Пожалуйста, обратитесь к Годовому отчету за 2021 год для получения дополнительной информации. Мы продолжаем отслеживать влияние изменений на энергетических рынках, наших строительных проектах и процедурах регулирования, а также COVID-19 на предмет любого потенциального влияния на нашу сопоставимую EBITDA 2022 года и сопоставимую прибыль на одну обыкновенную акцию.
Консолидированные капитальные затраты
- Ожидается, что наши общие капитальные затраты на 2022 год составят примерно 7 миллиардов долларов. Увеличение капитальных затрат в 2022 году по сравнению с тем, что было указано в Годовом отчете за 2021 год, в первую очередь связано с более высокими затратами на Систему NGTL, отражающими инфляционное давление на рабочую силу и материалы, дополнительные нормативные условия и другие факторы. Мы продолжаем работать над стратегиями снижения затрат и оцениваем рыночные условия, развитие наших строительных проектов и влияние COVID-19 на предмет дальнейших изменений в нашей общей программе капитального ремонта на 2022 год.
известные недавние события включают в себя:
Канадские трубопроводы природного газа
- Прибрежный газопровод: Проект прибрежного газопровода завершен примерно на 63 процента. Весь маршрут расчищен, сортировка завершена более чем на 74 процента, проложено более 275 км трубопровода, во многих районах ведутся восстановительные работы.
9 марта 2022 года мы объявили о подписании опционных соглашений о продаже 10-процентной доли участия в товариществе с ограниченной ответственностью Coastal GasLink Pipeline (Coastal GasLink LP) общинам коренных народов по всему проектному коридору. Возможность стать деловыми партнерами через акционерное владение была предоставлена всем 20 странам, имеющим действующие соглашения с Coastal GasLink LP. Страны учредили две организации, которые в настоящее время вместе представляют 16 общин коренных народов, подтвердивших свою поддержку опционных соглашений. Опцион на акционерный капитал может быть реализован после коммерческого ввода трубопровода в эксплуатацию при условии получения обычных разрешений и согласий регулирующих органов, включая согласие LNG Canada.
Coastal GasLink находится в споре с LNG Canada в отношении признания определенных затрат и влияния на график; однако стороны ведут активные и конструктивные дискуссии по разрешению этого вопроса. Мы не ожидаем какой-либо приостановки строительных работ из-за спора, пока продолжаются обсуждения. Окончательный уровень долгового финансирования и суммы, которые будут внесены в качестве акционерного капитала партнерами Coastal GasLink LP, включая нас, будут определены в соответствии с содержанием соглашения с LNG Canada.
В марте 2022 года мы увеличили наши обязательства по субординированному кредитному соглашению с Coastal GasLink LP на 500 миллионов долларов. Это приводит к тому, что общая сумма обязательств по соглашению о субординированном займе достигает 3,8 млрд. долл. США, которое было организовано для обеспечения временного финансирования проекта для финансирования дополнительных расходов, в случае необходимости, в качестве моста к необходимому увеличению финансирования на уровне проекта. По состоянию на 31 марта 2022 года задолженность по этим кредитам составляла 289 миллионов долларов (31 декабря 2021 года – 238 миллионов долларов).
- Система NGTL: За три месяца, закончившихся 31 марта 2022 года, система NGTL ввела в эксплуатацию проекты по наращиванию мощностей на сумму около 0,2 миллиарда долларов.
Трубопроводы природного газа в США
- Пример расчета по разделу 4 Columbia Gas: Columbia Gas достигла соглашения со своими клиентами, вступившего в силу в феврале 2021 года, и получила одобрение FERC 25 февраля 2022 года. В рамках урегулирования действует мораторий на любые дальнейшие изменения ставок до 1 апреля 2025 года. Columbia Gas должна подать заявку на новые тарифы с датой вступления в силу не позднее 1 апреля 2026 года. Ранее начисленные обязательства по возврату процентных ставок были возвращены клиентам, включая проценты, во втором квартале 2022 года.
- Дело о ставке по разделу 4 ANR: 28 января 2022 года ANR подало в FERC дело о ставке по разделу 4 с просьбой увеличить максимальные тарифы ANR на перевозку с 1 августа 2022 года при условии возврата средств по завершении разбирательства по ставке. Дело о ставке продвигается, как и ожидалось, поскольку мы продолжаем процесс сотрудничества, чтобы найти взаимовыгодный результат с нашими клиентами, FERC и другими заинтересованными сторонами путем переговоров об урегулировании.
- Great Lakes: 18 марта 2022 года Great Lakes достигла неоспоримого соглашения о предварительной подаче заявки со своими клиентами и подала в FERC соглашение о безальтернативной ставке, в соответствии с которым Great Lakes и стороны урегулирования согласились сохранить существующие ставки регресса до 31 октября 2025 года.
В то время как урегулирование создало краткосрочную уверенность в ставке, оно побудило к переоценке долгосрочных свободных денежных потоков Great Lakes, в результате чего в первом квартале 2022 года были зарегистрированы убытки от обесценения гудвила на сумму 451 миллион долларов США.
- Приобретение KO Transmission Enhancement: 28 апреля 2022 года мы одобрили приобретение активов KO Transmission стоимостью около 80 миллионов долларов США, которые будут интегрированы в наш газопровод Columbia. После подачи заявки и получения одобрения FERC на приобретение Columbia Gas активов KO Transmission, которое ожидается к концу 2022 года, это расширенное присутствие обеспечит дополнительную последнюю милю подключения Columbia Gas к северному Кентукки и южному Огайо к растущим рынкам НРС. Это также обеспечит платформу для будущих капитальных вложений, включая будущую конверсию электростанций, работающих на угле, в регионе.
- Развитие хаба на возобновляемом природном газе: В апреле 2022 года мы объявили о стратегическом сотрудничестве с GreenGasUSA для изучения развития сети узлов транспортировки природного газа, включая возобновляемый природный газ (ГСЧ). Транспортные узлы обеспечат централизованный доступ к существующей инфраструктуре транспортировки энергии для источников ГСЧ, таких как фермы, очистные сооружения и свалки. Это сотрудничество будет быстро расширяться и обеспечит дополнительные возможности для 10 существующих ГСЧ-соединений по всему нашему участку газопровода в США. Развитие этих центров является важным шагом на пути к ускорению проектов по улавливанию метана и одновременному сокращению выбросов парниковых газов.
- Проекты Alberta XPress и North Baja XPress: В апреле 2022 года FERC предоставила сертификаты, подтверждающие наши проекты Alberta XPress и North Baja XPress. Проект Alberta XPress представляет собой расширение ANR, которое использует существующие мощности на Великих озерах и Канадской магистрали для подключения растущих поставок из WCSB на экспортные рынки СПГ на побережье Мексиканского залива США. Предполагаемая дата ввода в эксплуатацию - конец 2022 или начало 2023 года, ориентировочная стоимость проекта - 0,3 миллиарда долларов США. Проект North Baja XPress предназначен для расширения мощностей на Северной Бахе для удовлетворения возросшего спроса клиентов путем модернизации одной существующей компрессорной станции и двух существующих измерительных станций в Аризоне и Калифорнии с ожидаемой датой ввода в эксплуатацию в середине 2023 года и общей предполагаемой стоимостью 0,1 миллиарда долларов. Все обновления, необходимые для North Baja XPress, будут выполняться на территории и в помещениях, которые в настоящее время принадлежат и /или управляются North Baja.
Трубопроводы природного газа Мексики
- Тула и Вилья-де-Рейес: ДОВСЕ инициировал арбитраж в июне 2019 года для проектов Тула и Вилья-де-Рейес, оспаривая платежи за фиксированную мощность из-за форс-мажорных обстоятельств. Арбитражное разбирательство в настоящее время приостановлено, пока руководство проводит совместные переговоры по урегулированию с ДОВСЕ.
Мы успешно завершили механическое завершение боковой и северной секций проекта Villa de Reyes в апреле 2022 года. Строительство южной части продолжается, и мы ожидаем завершить строительство проекта Villa de Reyes в 2022 году при условии успешного завершения текущих переговоров с соседними общинами о получении незавершенного доступа к земле.
Питание и хранение
- Продление срока службы Bruce Power: 7 марта 2022 года IESO проверила окончательную стоимость программы MCR блока 3 Bruce Power и оценку продолжительности графика, представленную в декабре 2021 года. Программу MCR блока 3 планируется начать в первом квартале 2023 года с ожидаемым завершением в 2026 году.
Контрактная цена Bruce Power увеличилась примерно на 10 долларов за МВтч 1 апреля 2022 года, что отражает капитал, который будет инвестирован в рамках программы MCR Unit 3 и программы управления активами на 2022-2024 годы, плюс обычные годовые корректировки на инфляцию.
- Контракты на возобновляемые источники энергии и / или инвестиционные возможности: В рамках процесса RFI, проведенного в 2021 году, мы ищем потенциальные контракты и / или инвестиционные возможности в проектах по ветроэнергетике, солнечной энергии и накоплению энергии для удовлетворения потребностей в электроэнергии американской части трубопроводной системы Keystone и поставок продуктов и услуг из возобновляемых источников энергии промышленным и нефтяным предприятиям. и газовые секторы, близкие к нашему спросу в коридоре. На сегодняшний день в 2022 году мы завершили контракты примерно на 160 МВт и 240 МВт по нашим проектам в области ветроэнергетики и солнечной энергетики соответственно. Мы продолжаем оценивать предложения, полученные в рамках процесса RFI, и ожидаем заключения дополнительных контрактов в 2022 году.
Другие события в области Перехода к энергетике
- Alberta Carbon Grid (ACG): 29 марта 2022 года ACG получила уведомление от правительства Альберты о том, что наше Окончательное проектное предложение по строительству и эксплуатации центра хранения углерода и линий сбора в промышленном центре Альберты было одним из успешных инициаторов. Проекту было предложено перейти к следующему этапу процесса улавливания, использования и хранения углерода в провинции (CCU) и заключить соглашение об оценке для дальнейшей оценки жизнеспособности этого проекта. Разработанная как система открытого доступа, ACG предлагает использовать существующие прямые пути и / или трубопроводы для соединения региона выбросов в промышленном центре Альберты с ключевым местом поглощения.
- Налоговый аудит в Мексике: В 2019 году мексиканский налоговый орган, Служба налогового администрирования (SAT), завершил проверку налоговой декларации за 2013 год одной из наших дочерних компаний в Мексике. Результатом проверки стала налоговая оценка, которая отказала в вычете всех процентных расходов, а также оценка дополнительных налогов, штрафов и финансовых расходов на общую сумму менее 1 миллиона долларов США. Мы не согласились с этой оценкой и начали судебный процесс, чтобы оспорить ее. В январе 2022 года мы получили решение налогового суда по налоговой декларации за 2013 год, которое оставило в силе оценку SAT. С сентября 2021 по февраль 2022 года SAT выпустила оценки за налоговые годы с 2014 по 2017 год, в которых было отказано в вычете всех процентных расходов, а также начислен дополнительный удерживаемый налог на проценты. Общая сумма этих начислений составила около 490 миллионов долларов США в виде подоходного налога и удерживаемых налогов, процентов, штрафов и других финансовых сборов.
В течение первого квартала 2022 года мы получили предложение об урегулировании от SAT в отношении вышеуказанных вопросов за налоговые годы с 2013 по 2021 год и впоследствии достигли принципиального урегулирования. В первом квартале 2022 года мы начислили расходы по налогу на прибыль в размере 153 миллионов долларов США (включая удерживаемые налоги, проценты, штрафы и другие финансовые расходы). Эта сумма была полностью выплачена в апреле 2022 года.
Телеконференция и веб-трансляция
Мы проведем телеконференцию и веб-трансляцию в пятницу, 29 апреля 2022 года, в 13:00 (MDT) / 15:00 (EDT), чтобы обсудить наши финансовые результаты за первый квартал 2022 года и развитие компании. Среди докладчиков будут Франсуа Пуарье, Президент и Главный исполнительный директор; Джоэл Хантер, исполнительный вице-президент и финансовый директор; и другие члены команды исполнительного руководства.
Членам инвестиционного сообщества и другим заинтересованным сторонам предлагается принять участие по телефону 1.800.319.4610. Код доступа не требуется. Пожалуйста, наберите номер за 15 минут до начала разговора. Прямая трансляция телеконференции будет доступна на веб-сайте TC Energy по адресу www.TCEnergy.com/events или по следующему URL-адресу: http://www.gowebcasting.com/11768 .
Повтор телеконференции будет доступен через два часа после завершения разговора до полуночи по восточному времени 6 мая 2022 года. Пожалуйста, позвоните по телефону 1.855.669.9658 и введите код доступа 8702.
Неаудированная промежуточная сокращенная консолидированная финансовая отчетность, а также обсуждение и анализ Руководства (MD&A) доступны на нашем веб-сайте по адресу <url>.TCEnergy.com и будет подан сегодня в профиле TC Energy на SEDAR по адресу www.sedar.com и с Комиссией по ценным бумагам и биржам США по ЭДГАРУ в www.sec.gov .
Об TC Energy
Мы - команда из более чем 7000 специалистов по решению энергетических проблем, работающих над перемещением, производством и хранением энергии, на которую полагается Северная Америка. Сегодня мы предпринимаем действия, чтобы сделать эту энергию более устойчивой и безопасной. Мы внедряем инновации и модернизируем, чтобы сократить выбросы от нашего бизнеса. Кроме того, мы предлагаем новые энергетические решения – от природного газа и возобновляемых источников энергии до улавливания углерода и водорода – чтобы помочь другим предприятиям и отраслям промышленности также обезуглероживаться.
Обыкновенные акции TC Energy торгуются на фондовых биржах Торонто (TSX) и Нью-Йорка (NYSE) под символом TRP. Чтобы узнать больше, посетите наш сайт по адресу www.TCEnergy.com .
Прогнозная информация
Этот релиз содержит определенную информацию, ориентированную на будущее, включая обязательства и цели в области устойчивого развития, содержащиеся в нашем Отчете об устойчивом развитии на 2021 год и нашем Плане сокращения выбросов парниковых газов, и подвержен значительным рискам и неопределенностям (такие заявления обычно сопровождаются такими словами, как "ожидать", "ожидать", "верить", "может", "будет", "должен", "оценивать", "намереваться" или другие подобные слова). Заявления прогнозного характера в этом документе предназначены для предоставления держателям ценных бумаг TC Energy и потенциальным инвесторам информации о TC Energy и его дочерних компаниях, включая оценку руководством планов TC Energy и его дочерних компаний на будущее и финансовых перспектив. Все прогнозные заявления отражают убеждения и предположения TC Energy, основанные на информации, доступной на момент составления заявлений, и как таковые не являются гарантией будущих результатов. Поскольку фактические результаты могут значительно отличаться от прогнозной информации, вы не должны чрезмерно полагаться на прогнозную информацию и не должны использовать информацию, ориентированную на будущее, или финансовые прогнозы для чего-либо, кроме их предполагаемой цели. Мы не обновляем нашу прогнозную информацию в связи с новой информацией или будущими событиями, за исключением случаев, когда этого требует закон. Для получения дополнительной информации о сделанных допущениях, а также о рисках и неопределенностях, которые могут привести к тому, что фактические результаты будут отличаться от ожидаемых результатов, обратитесь к последнему Квартальному отчету для акционеров и Годовому отчету за 2021 год, представленному в профиле TC Energy на SEDAR по адресу www.sedar.com и с Комиссией по ценным бумагам и биржам США в www.sec.gov и в Раздел "Прогнозная информация" нашего Отчета об устойчивом развитии на 2021 год и нашего Плана сокращения выбросов парниковых газов, которые доступны на нашем веб-сайте по адресу www.TCEnergy.com .
Показатели, не относящиеся к GAAP
В этом выпуске содержатся ссылки на следующие показатели, не относящиеся к GAAP; сопоставимая прибыль, сопоставимая прибыль на одну обыкновенную акцию, сопоставимая EBITDA и сопоставимые средства, полученные от операционной деятельности. Показатели, не относящиеся к GAAP, не имеют какого-либо стандартизированного значения, как предписано GAAP, и поэтому могут быть несопоставимы с аналогичными показателями, представленными другими организациями. Эти сопоставимые показатели рассчитываются путем корректировки определенных показателей GAAP для конкретных статей, которые, по нашему мнению, являются значимыми, но не отражают наши основные операции за отчетный период. Эти сопоставимые показатели рассчитываются на постоянной основе от периода к периоду и корректируются с учетом конкретных статей в каждом периоде, если применимо, если иное не указано в Сокращенной консолидированной финансовой отчетности и MD&A. Обратитесь к: (i) каждому бизнес-сегменту для сверки сопоставимой EBITDA с сегментированной прибылью; (ii) Раздел консолидированных результатов для сверки сопоставимой прибыли и сопоставимой прибыли на обыкновенную акцию с чистой прибылью, приходящейся на обыкновенные акции, и чистой прибылью на обыкновенную акцию, соответственно; и (iii) Раздел финансового состояния для сверка сопоставимых средств, полученных в результате операций, с чистыми денежными средствами, полученными в результате операций. Обратитесь к разделу Об этом документе – Меры, не относящиеся к GAAP, в MD & A в нашем последнем ежеквартальном отчете для получения дополнительной информации о мерах, не относящихся к GAAP, которые мы используем, и какой раздел MD & A включен в качестве ссылки здесь. MD &A можно найти на SEDAR (www.sedar.com ) в профиле TC Energy.
Запросы СМИ:Джейми Хардинг / Хейди Carlsenmedia@tcenergy.com403.920.7859 или 800.608.7859
Запросы инвесторов и аналитиков: Гэвин Уайли / Хантер Мау investor_relations@tcenergy.com403.920.7911 или 800.361.6522
____________________1 Сопоставимая прибыль, сопоставимая прибыль на одну обыкновенную акцию, сопоставимые средства, полученные от операционной деятельности, и сопоставимая EBITDA являются показателями, не относящимися к GAAP, используемыми во всем этом выпуске новостей. Эти показатели не имеют какого-либо стандартизированного значения в соответствии с GAAP и поэтому вряд ли будут сопоставимы с аналогичными показателями, представленными другими компаниями. Наиболее непосредственно сопоставимыми показателями GAAP являются чистая прибыль, приходящаяся на обыкновенные акции, Чистая прибыль на одну обыкновенную акцию, Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, и Сегментированная прибыль соответственно. Для получения дополнительной информации о показателях, не относящихся к GAAP, обратитесь к разделу, не относящемуся к GAAP, в этом пресс-релизе.
Скачать полный отчет можно здесь: https://www.tcenergy.com/siteassets/pdfs/investors/reports-and-filings/annual-and-quarterly-reports/2022/tc-2022-q1-quarterly-report.pdf
Показать большеПоказать меньшеИсточник www.globenewswire.com
Установите Telegram-бота от сервиса Tradesense, чтобы моментально получать новости с официальных сайтов компаний
Установить Бота
– моментальные уведомления о рынке акций
