管理层的讨论

和分析

目录表

本管理层的讨论和分析(“MD&A”)应与我们的2022年经审计的年度综合财务报表(“综合财务报表”)和我们的2022年年度信息表(“AIF”)一起阅读，每个报表都是截至2022年12月31日的财政年度。综合财务报表是根据国际会计准则委员会(“IASB”)发布的加拿大对外负责企业的国际财务报告准则(“IFRS”)编制，并于2022年12月31日生效。表格中的所有金额均以百万加元为单位，除非另有说明，而且每股金额除外，每股金额以整美元到最接近的两位小数表示。除非另有说明，本MD&A中的所有其他美元金额均以加元计算。本MD&A日期为2023年2月22日。有关TransAlta公司(“TransAlta”、“我们”或“公司”)的更多信息，包括我们的AIF，可在SEDAR网站www.sedar.com、Edgar网站www.sec.gov和我们的网站www.Transalta.com上获得。我们网站上的信息或连接到我们网站的信息在此不作为参考。

前瞻性陈述

本MD&A包括适用的加拿大证券法所指的“前瞻性信息”和适用的美国(“US”)证券法所指的“前瞻性声明”，包括“1995年美国私人证券诉讼改革法”(本文统称为“前瞻性声明”)。所有前瞻性陈述均基于我们的信念和假设，这些假设基于作出假设时可获得的信息，以及管理层对历史趋势、当前状况和预期未来发展的经验和看法，以及在当时情况下被认为合适的其他因素。前瞻性陈述不是事实，而只是预测，通常可以通过使用包括“可能”、“将”、“可以”、“可能”、“将”、“相信”、“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”、“预见”、“潜在”、“使能”、“继续”或其他类似术语的陈述来识别。这些陈述不是对我们未来业绩、事件或结果的保证，会受到风险、不确定因素和其他重要因素的影响，这些风险、不确定因素和其他重要因素可能会导致我们的实际业绩、事件或结果与前瞻性陈述中所述或暗示的大不相同。

特别是，本MD&A包含前瞻性表述，包括但不限于：我们的清洁电力增长计划和实现2吉瓦(“GW”)增量可再生能源装机容量目标的能力，估计资本投资为36亿美元，预计将带来年均3.15亿美元的增量EBITDA；公司在建项目，包括商业运营的时间、预期的年度EBITDA和相关成本，包括Horizon Hill风能项目、White Rock风能项目、Northern Goldfield太阳能项目、Garden Plain风力项目和基斯山132千伏输电扩建项目；Montem Pump水电开发项目和相关的可再生项目；公司早期和后期开发管道的执行，包括该等项目的规模、成本和预期的EBITDA；公司的早期开发管道扩大到5千兆瓦；到2025年底可再生能源产生的EBITDA的比例；2023年财务展望(定义如下)，包括调整后的EBITDA、自由现金流和每股年化股息；公司通过其NCIB(定义如下)提高股东价值的能力；到2026年碳排放比2015年排放水平减少75%；修复肯特山1号和2号风力发电设施，包括补救的时间和成本、修复对公司收入的影响以及肯特山设施潜在的电池储存项目和重新供电；碳合规成本的预期影响和数量；监管发展及其对公司的预期影响, 包括加拿大联邦气候计划及其主要方面的实施(包括提高碳定价和增加清洁技术资金)、拟议的新清洁电力条例、清洁燃料条例和加拿大温室气体抵消信用制度条例，以及公司从加拿大、美国和澳大利亚法规发展中实现利益的能力，包括为清洁电力项目获得资金或优惠税收待遇；减排信用的潜在价值；与气候变化管理和公司战略在各种气候情景下的弹性相关的建模和情景分析；2023年的可持续和生产力资本；艾伯塔省、安大略省和太平洋西北部的预期电价；这些因素包括：AECO天然气价格的不确定性；业务的周期性，包括与维护成本、生产和负荷有关的周期性；对2023年和2025年到期债务进行再融资的预期；以及公司继续保持强劲的财务状况和大量流动性，而不受当前经济环境的任何重大影响。

本MD&A中包含的前瞻性陈述基于许多假设，包括但不限于：除已宣布的法律法规外，适用法律和法规没有重大变化；燃料和购买电力成本没有重大变化；对长期投资和信贷市场没有重大不利影响；电价和对冲假设没有重大变化，包括2023年艾伯塔省现货价格为105美元/兆瓦时至135美元/兆瓦时，哥伦比亚中部地区2023年现货价格为75美元/兆瓦时至85美元/兆瓦时，2023年AECO天然气价格为4.60美元/千瓦时；2023年对冲数量和价格；2023年维持资本为1.4亿至1.7亿美元；2023年能源营销毛利率为9,000万至1.1亿美元；天然气商品价格和运输成本没有重大变化；艾伯塔省退役资产的退役和修复成本没有重大变化；利率没有重大变化；可再生能源发电的需求和增长没有重大变化；公司的债务和信用评级没有重大变化；公司对TransAlta Renewables Inc.(“TransAlta Renewables”)的比例所有权没有重大变化；从TransAlta Renewables获得的股息没有下降。

前瞻性陈述会受到许多重大风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素可能会导致实际计划、业绩、结果或结果与当前的预期大不相同。可能对本MD&A中包含的前瞻性陈述明示或暗示的内容产生不利影响的因素包括以下风险：不可抗力索赔；劳动力供应减少以及继续为我们的运营和设施配备员工的能力；我们供应链的中断，包括我们获得必要设备的能力；我们在预期时间表上或与我们的增长项目完全相关的情况下获得监管机构和任何其他第三方批准的能力；与开发和建设项目相关的风险，包括与增加的资本成本、许可、劳动力和工程风险、与承包商的纠纷以及此类项目建设或试运行的潜在延误；资本获取受限和借贷成本上升；加元兑美元和澳元大幅波动；短期和长期电力供求变化；市场价格波动，包括艾伯塔省、安大略省和哥伦比亚中部地区商户价格下降；产量减少；应收账款损失率上升；无法实现与ESG有关的目标(定义见下文)；资产减值和/或减记；我们的信息技术系统和内部控制系统受到不利影响，包括网络安全威胁增加；商品风险管理和能源交易风险, 包括公司与对冲和交易程序相关的风险管理工具的有效性，以防止重大损失；电力和产能需求的变化，以及我们以提供预期回报并在合同到期时更换合同的价格与我们的发电合同签订合同的能力；我们经营所在司法管辖区的立法、法规和政治环境的变化；环境要求以及这些要求中的变化或这些要求下的负债；输电和配电中断；天气的影响，包括人为或自然灾害和其他与气候变化有关的风险；成本增加；无法满足完成收购帐篷山抽水蓄能水电开发项目权益的条件；我们发电机组的相对效率或容量系数降低；燃料来源中断，包括运行我们设施所需的天然气、煤炭、水、太阳能或风能资源；运营风险、计划外停电和设备故障以及我们以具有成本效益或及时的方式或根本不进行或完成任何维修的能力，包括适用于肯特山1号和2号风能设施的涡轮机基础的补救和更换；总体经济风险，包括股票市场恶化、利率上升或通货膨胀上升；未能达到金融预期；国内和国际总体经济和政治事态发展；武装敌对行动, 包括乌克兰战争及其相关影响；恐怖主义威胁；不利的外交事态发展或其他可能对我们的业务产生不利影响的类似事件；行业风险和竞争；外币价值的波动；证券的结构性从属关系；交易对手信用风险；公共健康危机风险，包括新冠肺炎的任何进一步影响；我们与TransAlta Renewables关系或所有权的变化；未来股息支付或接收的变化，包括TransAlta Renewables的变化；保险覆盖范围不足或不可用；我们的所得税拨备和任何重新评估的风险；涉及本公司的法律、监管和合同纠纷和诉讼；对关键人员的依赖；劳资关系也很重要。上述风险因素在截至2022年12月31日的年度MD&A的治理和风险管理部分以及我们的AIF的风险因素部分有更详细的描述。

请读者在评估前瞻性陈述时仔细考虑这些因素，这些前瞻性陈述仅反映公司截至本文发表之日的预期，并告诫读者不要过度依赖这些陈述。本文中包含的前瞻性表述仅在本文发布之日作出，我们不承诺公开更新这些前瞻性表述，以反映新信息、未来事件或其他情况，除非适用法律要求。本文所载财务展望的目的是向读者提供有关管理层目前的期望和计划的信息，并提醒读者，此类信息可能不适合用于其他目的。鉴于这些风险、不确定性和假设，前瞻性陈述可能会以与我们所描述的不同的程度或不同的时间发生，也可能根本不会发生。我们不能保证预期的结果或事件将会实现。

业务描述

资产组合

TransAlta是一家加拿大公司，也是加拿大最大的上市发电公司之一，拥有超过111年的运营经验。我们拥有、运营和管理一个地理上多样化的资产组合，利用包括水、风能、太阳能、天然气和动力煤在内的广泛投入资源。我们是加拿大最大的风力发电公司之一，也是艾伯塔省最大的水力发电公司。

我们于2021年宣布的清洁电力增长计划将继续提升我们在可再生电力领域的领先地位。到2022年，中国可再生能源总装机容量为2828兆瓦，在建可再生能源装机容量超过600兆瓦。

TransAlta正在积极转型我们的业务，以管理气候变化风险和机遇，并通过在与气候变化相关的问题上采取行动展示了领导力。该公司不再在加拿大使用煤炭发电。2018年以来，我们淘汰了4464兆瓦燃煤发电机组，完成了1659兆瓦燃煤发电天然气改造。我们在华盛顿州剩余的燃煤机组计划于2025年底退役。

我们正在按部就班地实现到2026年将温室气体排放量在2015年水平上减少75%的目标。自2015年以来，我们已经减少了2200万吨二氧化碳排放，即68%。

下表提供了截至2022年12月31日我们在运营地区对我们设施的合并所有权：

(1)合并报告的总装机容量相当于一个设施的100%产出。风能和太阳能部门的产能数字包括肯特希尔斯风能设施的100%；天然气公司包括渥太华和温莎设施的50%，杨树溪设施的100%，Sheerness设施的50%和萨斯喀彻温堡设施的60%。

(2)海德鲁及某些天然气及风能资产在艾伯塔省的加权平均合约期为零，因为该等资产主要在艾伯塔省市场上以商户形式经营。有关更多信息，请参阅本MD&A的艾伯塔省电力投资组合部分。

(3)对于根据长期购电协议(“PPA”)、电力套期保值合同以及短期和长期工业合同产生的电力，PPA根据长期平均总装机容量计算加权平均剩余合同寿命。

(4)加权平均剩余合同期限与McBride Lake(38兆瓦)、Windrise Wind(206兆瓦)、Poar Creek(115兆瓦)和Fort Saskatchewan(71兆瓦)的合同期有关，其余风能和天然气设施在艾伯塔省市场以商家方式运营。

亮点

综合财务亮点

(1)根据《国际财务报告准则》，这些项目没有定义，也没有标准化的含义。与前几个时期的结果相比，逐期列报这些项目使管理层和投资者能够更容易地评估收益(亏损)趋势。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营结果部分，如适用，包括与根据IFRS计算的计量的对账。另请参阅本MD&A中的附加国际财务报告准则计量和非国际财务报告准则计量部分。

(2)于2022年，我们经调整的EBITDA组成经修订，以计入关闭的交易所仓位的影响，该等仓位是通过与同一交易对手抵销仓位而有效结算的，以反映资产及能源营销部门在交易发生期间的表现。因此，本公司已将这一构成适用于以前报告的所有期间。

(3)已宣布的A、B、C、D、E、G系列优先股股息的加权平均值。由于宣布股息的时间和季度浮动利率的不同，宣布的股息在不同时期有所不同。

(4)每股营运资金(“FFO”)及每股自由现金流量(“FCF”)均以期内已发行普通股的加权平均数计算。截至2022年12月31日的一年，已发行普通股的加权平均数量为2.71亿股(2021-2.71亿股，2020-2.75亿股)。关于这些非国际财务报告准则比率，请参阅本MD&A中的“附加国际财务报告准则计量”和“非国际财务报告准则计量”一节。

(5)综合净负债总额包括长期债务，包括当前部分、信贷安排项下到期的金额、可交换证券、美国税务股权融资及租赁负债、可用现金及现金等价物净额、附属公司TransAlta OCP LP(“TransAlta OCP”)的限制性现金本金部分及债务经济对冲工具的公允价值。有关合并净债务总额构成的更多详细信息，请参阅本MD&A中金融资本部分的表格。

年内，该公司超过其经调整的EBITDA和FCF指引的高端，在我们所有发电部门以及我们的能源营销部门都有出色的表现。艾伯塔省电力投资组合中的水电和天然气设施处于有利地位，能够抓住强劲的现货市场条件带来的机遇。Wind and Solar从Windrise Wind和北卡罗来纳州太阳能设施的全年运营中受益。Centralia 2号机组的能源过渡部分表现强劲，但与Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役有关的削减部分抵消了这一业绩。

2022年调整后的可用性为90.0%，而2021年为86.6%。增加的主要原因是，随着2021年完成煤改气，天然气部门的计划内停电减少，煤改气机组的可靠性高于燃煤机组，以及艾伯塔省水电资产和Centralia 2号机组的计划内和计划外停电减少，但被Kent Hills 1和2风电设施的延长停电部分抵消。

2022年的产量为21,258千兆瓦时(GWh)，而2021年为22,105千兆瓦时。总体而言，产量下降的主要原因是Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役，以及肯特山1号和2号风力发电设施的长时间停运。但这一增幅因以下因素而被部分抵消：艾伯塔省资产的可用性和调度优化导致天然气部门的产量增加；Ada热电联产设施的产量提高；2021年第四季度投产的Windrise风能设施的增加、2021年第四季度收购的北卡罗来纳州太阳能设施以及加拿大东部风能资源的增加，所有这些都在我们的风能和太阳能部门；以及Centralia 2号机组2022年在能源过渡部门的产量增加。

与2021年相比，2022年的收入增加了2.55亿美元，这主要是由于我们通过优化和运营活动在艾伯塔省电力市场获得了更高的已实现能源价格，以及水电部门更高的已实现辅助服务价格和交易量。由于Centralia的商人价格和交易量上升，扣除对冲和衍生头寸的已实现和未实现亏损后的收入净额也有所增加。风能和太阳能部门受益于产量的增加和排放抵免销售额的增加。

与2021年相比，2022年的燃料和购买电力成本增加了2.09亿美元。天然气和能源转换部分经历了较高的天然气价格，我们最近转换的装置的天然气消耗量增加。这部分被我们对天然气的对冲头寸、较低的煤炭成本以及由于2021年12月31日加拿大所有煤炭开采活动停止而没有矿山折旧所抵消。

与2021年相比，2022年的碳合规成本减少了1亿美元，这主要是由于减少了温室气体排放，并利用我们的合规信用来偿还部分温室气体义务，但这部分被每吨碳价格的上涨和天然气部门产量的增加所抵消。较低的温室气体排放是艾伯塔省完全使用天然气而不是煤炭的直接结果，导致公司的燃料组合比率发生变化。

与2021年相比，2022年的运营、维护和管理(OM&A)费用增加了1000万美元。撇除于2021年收到的加拿大紧急工资补贴(“CEW”)资金的影响，营运及营运开支较高，主要是由于公司与业绩相关的激励应计项目、与增设Windrise风能及北卡罗来纳州太阳能设施有关的营运及营运开支增加所致。2021年，OM&A包括与Highvale矿和煤炭业务相关的零部件和材料库存减记相关的2800万美元。

与2021年相比，调整后的EBITDA增加了3.48亿美元，这主要是由于我们的艾伯塔省电力投资组合表现强劲，主要是由于商人价格上涨和调度优化导致水电、天然气和风能设施的推动。调整后的EBITDA因新设施的产量增加、辅助服务收入增加、由于Windrise风电设施的涡轮机可用性低于合同目标而可收回的违约金、风能和太阳能部门的环境属性收入增加以及天然气和能源过渡部门的碳合规成本降低而进一步改善。这被以下因素部分抵消：艾伯塔省能源过渡部门煤炭单位退役导致的调整后EBITDA下降、天然气燃料成本上升、Kent Hills风力发电设施长时间停产导致产量下降、与公司业绩相关激励应计项目相关的OM&A费用增加以及一般运营费用增加。分段调整后EBITDA的变化在本MD&A的分段财务业绩和经营业绩部分进行了讨论。

与2021年相比，2022年的所得税前收益增加了7.33亿美元。2022年普通股股东应占净收益为400万美元，而2021年亏损5.76亿美元。2022年，本公司受益于更高的收入、对冲和衍生头寸的已实现和未实现亏损以及较低的碳合规成本，但这部分被更高的燃料和购买电力、某些设施的使用寿命加快导致的折旧增加、支持交易和对冲活动的成本增加导致的利息支出增加以及拨备的增加所部分抵消，但被利息收入增加和所得税支出增加部分抵消，这是由于税前收益增加以及美国为减轻现金税而进行的本期和前期税收调整。此外，在2022年期间，公司确认了由于风力涡轮机可用性低于Windrise风力发电设施的合同目标而可收回的违约金。2021年普通股股东应占净收益受到资产减值费用增加的重大影响，这是因为公司决定关闭Highvale矿，暂停Sundance 5号机组的再供电项目，并淘汰Sundance 4号机组和Keephills 1号机组。

与2021年相比，经营活动的现金流减少了1.24亿美元，主要原因是营运资本的不利变化以及燃料和购买电力成本的上升。风险管理活动的收入增加、其他净营业(收入)损失增加以及碳排放合规成本降低，部分抵消了这一增长。

FCF是该公司的关键财务指标之一，总额为9.61亿美元，而2021年为5.85亿美元。这意味着增加3.76亿美元，这主要是由于调整后的EBITDA较高、从2021年起拨备的有利变化以及与计划中的维护周转减少有关的持续资本支出的减少。这被较高的当期所得税支出、支付给子公司非控股权益的较高分派以及较高的退役和恢复成本部分抵消。

交付财务结果的能力

我们用来跟踪业绩的指标是调整后的EBITDA和FCF。下表比较了过去三年每年的目标数额和实际数额：

(1)根据《国际财务报告准则》，这些项目没有定义，也没有标准化的含义。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD&A中的“国际财务报告准则附加计量”和“非国际财务报告准则计量”一节，如适用，包括与根据“国际财务报告准则”计算的计量的核对。

(2)2022年11月，由于第三季度业绩强劲，公司修订了调整后EBITDA和FCF的展望目标，而不是先前宣布的目标区间。2021年，由于2021年第二季度和第三季度业绩强劲，公司修正了调整后的EBITDA和FCF。

(3)2021年和2020年实际调整后的EBITDA和FCF在2022年第二季度进行了修订，以与目前确定的调整后EBITDA和FCF的构成保持一致。有关更多信息，请参阅本MD&A的其他IFRS衡量标准和非IFRS衡量标准部分。

持续资本

我们所处的是一个周期长、资本密集型的行业，需要大量的资本支出。我们的目标是承担持续的资本支出，以确保我们的设施可靠和安全地运行。

与2021年相比，持续资本支出总额减少5,700万美元，主要是由于2021年完成煤改气而导致天然气车队计划的主要维护周转时间减少，部分抵消了风能和水电设施计划维护支出的增加，以及公司部门租赁改善的额外支出。

重大事件和后续事件

前期抽水蓄能水电开发项目

2023年2月16日，公司宣布已达成最终协议，收购位于艾伯塔省西南部的早期320兆瓦抽水蓄能开发项目--帐篷山可再生能源综合体(“帐篷山”)的50%权益，该项目目前由Montem Resources Limited(“Montem”)所有。此次收购包括与抽水蓄能开发项目相关的土地权、固定资产和知识产权。交易完成后，公司将向Montem支付约800万美元，并根据具体开发和商业里程碑的实现，额外支付至多1700万美元(总额约为2500万美元)。公司和蒙特公司将结成合伙企业，共同管理该项目，公司担任项目开发商。该伙伴关系将积极寻求在该设施产生的能源和环境属性的开发期内达成承购协议。此次收购还包括与100兆瓦场外绿色氢气电解槽和100兆瓦场外风力开发项目相关的知识产权。交易的完成仍取决于惯例的完成条件，包括Montem公司收到股东批准，预计将于2023年3月完成。

TransAlta和Lafarge Canada推进低碳飞灰再利用项目

2022年第四季度，公司与Lafarge Canada签订了一项协议，将推进艾伯塔省的低碳混凝土项目。该项目将重新利用垃圾填埋的飞灰，这是该公司在加拿大的燃煤发电设施产生的废物，该设施于2021年底停止使用煤炭。这些灰烬将被用来替代混凝土制造中的水泥。

董事会的变动

2022年12月15日，公司宣布任命Manjit Sharma女士为董事会成员，自2023年1月1日起生效。夏尔马女士在不同行业拥有30多年的经验，最近担任的职务是WSP加拿大公司的首席财务官。

9月1日2022年30日，Beverlee Park女士从董事会退休。Park女士自2015年起担任董事会成员，并于2018年4月至2022年5月担任审计、财务和风险委员会主席。公司承认Park女士为TransAlta做出的许多贡献，并感谢她多年来的服务。

公开发行美元高级绿色债券并发布首期绿色债券框架

本公司于2022年11月17日发行4亿美元优先票据(“4亿美元高级绿色债券”)，票面年利率7.75%，于2029年11月15日到期。若计入已结算利率掉期的影响，该批债券的实际收益率约为5.98%。票据是一种无担保债务，与我们所有现有和未来的优先债务具有同等的偿付权，并且优先于我们所有未来的次级债务。债券的利息每半年支付一次，分别于11月15日和5月15日支付，第一次支付从2023年5月15日开始。

本公司以发行票据所得款项净额偿还从其信贷安排提取的1亿美元，并以资产负债表现金全数偿还本公司4亿美元的4.50%无抵押优先票据。

本公司将根据其绿色债券框架(“框架”)分配相当于本次发行所得款项净额的金额，为新的和/或现有的符合资格的绿色项目提供融资或再融资。该框架收到了可持续发展公司的第二方意见，该公司证实，该框架符合国际资本市场协会的绿色债券原则。

宣布普通股股息增加10%

2022年11月7日，该公司宣布，董事会批准将普通股股息增加10%，并宣布于2023年1月1日支付每股普通股0.055美元的股息。每股普通股0.055美元的季度股息相当于每股普通股0.22美元的年化股息。

新的定期贷款

于2022年第三季度，本公司与其银行银团完成了一项为期两年、价值4亿美元的浮动利率定期贷款(“定期贷款”)，到期日为9月1日。7,2024年。截至2022年12月31日，全额款项从定期贷款中提取。

E系列和F系列优先股的转换结果

9月1日截至2022年12月21日，共有89,945股累计可赎回利率重置第一优先股E系列(“E系列股”)进行投标转换，少于将累计可赎回利率重置第一优先股F系列股份(“F系列股”)转换为累计可赎回利率重置第一优先股所需的100万股。因此，没有E系列股票被转换为F系列股票。

与IESO在Sarnia热电联产和Melancthon1风能设施执行合同续签

2022年第三季度，本公司的子公司TransAlta Renewables Inc.宣布，作为IESO中期产能采购征求建议书的一部分，它从安大略省独立电力系统运营商(“IESO”)获得了Sarnia热电联产设施和Melancthon1风电设施的产能合同。萨尼亚热电联产设施和梅朗森1号风力发电设施的新产能合同有效期为2026年5月1日至2031年4月30日。萨尼亚热电联产设施和梅朗森1号风力发电设施的现有合同将分别从2025年12月31日和2026年3月3日延长至2026年4月30日。该公司预计，由于新合同中的IESO价格上限，萨尼亚热电联产设施的毛利率将减少约30%。

萨尼亚热电联产已执行的劳动合同延期

在2022年第二季度和第四季度，该公司与三个老工业客户和三个新客户签订了萨尼亚热电联产设施的电力和蒸汽供应合同，这些客户之前曾作为老客户合同的一部分转售公用事业公司。经过2021年和2022年的签约努力，萨尼亚热电联产设施已经完全重新签约，而不会中断客户的交付条款。四个客户的合同将延长到2031年4月30日，其他三个客户的合同将延长到2032年12月31日。

TransAlta推出新品牌重申对清洁能源未来的承诺

2022年6月20日，该公司宣布并推出了一个新品牌，包括公司标志和口号：为未来注入活力。新的视觉标识概括了今天的TransAlta，同时加强了公司作为创造净零未来的领导者的重点。

C系列和D系列优先股的转换结果

于2022年6月30日，本公司将其11,000,000股累计可赎回利率重置第一优先股C系列(“C系列股”)中的1,044,299股一对一转换为累计可赎回浮动利率第一优先股D系列(“D系列股”)。

上诉法院支持TransAlta有利的不可抗力仲裁裁决

2022年6月9日，艾伯塔省上诉法院发布了一项一致裁决，驳回了ENMAX能源公司(“ENMAX”)和平衡池要求撤销有利于该公司的仲裁决定的申请。上诉法院维持了该公司关于2013年其Keephills 1号发电机组被迫停产时发生的不可抗力的索赔。作为这一决定的结果，公司关于不可抗力的索赔仍然有效，不可抗力事件的相关成本将不会针对TransAlta重新评估。

Keephills 2号机组定子不可抗力纠纷解决

在2013年Keephills 1号机组定子不可抗力故障后，确定Keephills 2号机组在下一次计划停电之前可能面临类似的定子故障。作为回应，该公司在2014年1月31日至2014年3月15日期间使Keephills 2号机组离线，以对发电机定子进行完全倒带，并声称存在不可抗力。平衡池对这一不可抗力事件提出了争议，但这一争议被搁置，等待Keephills 1号机组定子不可抗力争议的结果，该争议最近结束。公司和平衡池最近解决了这一纠纷，解决了两起定子不可抗力索赔。

肯特山风能设施更新

2022年6月2日，TransAlta Renewables宣布了肯特山1号和2号风电设施的修复计划。除公告外，TransAlta Renewables还修订并延长了与新不伦瑞克电力公司(“NB Power”)就肯特山1、2和3号风电设施签订的PPA，规定将额外的10年合同期延长至2045年12月，并从2023年1月至2033年12月将原合同价格有效降低10%。此外，双方同意真诚地评估在肯特山安装电池储能系统的情况，并考虑在2045年寿命结束时为肯特山重新供电。此外，亦已向项目债券持有人取得Kent Hills风能无追索权债券(“KH债券”)的豁免，并与债券持有人订立补充契约，以协助修复Kent Hills 1及2风能设施。有关更多详情，请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营业绩部分以及金融资本部分中的风能和太阳能部分的讨论。

多伦多证券交易所接受正常过程发行人投标

2022年5月24日，多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)接受了公司提交的更新其部分普通股的正常程序发行人报价(“NCIB”)的通知。根据NCIB，TransAlta可能回购最多14,000,000股普通股，约占其截至2022年5月17日普通股公开流通股的7.16%。根据NCIB的规定，可以根据当时的市场价格在多伦多证券交易所和普通股交易所在的任何加拿大替代交易平台上通过公开市场交易进行购买。根据NCIB购买的任何普通股都将被取消。TransAlta根据NCIB获授权进行购买的期间自2022年5月31日开始，至2023年5月30日结束，或根据NCIB购买普通股的最高数量或NCIB经本公司选举终止的较早日期。

NCIB为公司提供了另一种资本分配方案，以确保长期股东价值。TransAlta的董事会和管理层认为，普通股的市场价格有时并不反映其潜在价值，根据NCIB购买普通股注销可能会提供一个提升股东价值的机会。

在截至2022年12月31日的一年中，公司以每股12.48美元的平均价格购买和注销了总计4,342,300股普通股，总成本为5,400万美元。

基斯山132千伏输电扩建工程

2022年5月3日，TransAlta Renewables行使选择权，收购了西澳大利亚州基思山132千伏输电系统扩建项目的经济权益，该项目将支持必和必拓镍西部公司(“必和必拓”)在北部金矿的运营。该项目是根据与必和必拓现有的购买力平价协议开发的，期限为15年。预计将于2023年下半年完工。该项目将促进将额外的发电能力连接到我们的网络，以支持必和必拓的运营，并提高其作为低碳镍供应商的竞争力。

在花园平原为剩余的30兆瓦执行长期PPA

2022年第二季度，本公司与一家新的投资级全球认可客户就艾伯塔省花园平原风电项目剩余30兆瓦的可再生电力和环境属性签订了长期PPA协议。130兆瓦的Garden Plain风力发电项目于2021年5月宣布，与Pembina管道公司(“Pembina”)签订了100兆瓦的PPA合同，目前已完全签约，加权平均合同寿命约为17年。目前正在建设中，预计将于2023年上半年投入商业运营。

能源影响合作伙伴投资

2022年5月5日，本公司承诺在未来四年内向能源影响合作伙伴(EIP)深度脱碳前沿基金1(“前沿基金”)投资2500万美元。2022年，该公司投资了1000万美元(800万美元)。对Frontier Fund的投资为公司提供了一种投资于新兴技术的组合方法，并有机会确定、试验、商业化并将有助于向净零排放过渡的新兴技术推向市场。

白石风能项目的客户更新

2022年第二季度，TransAlta确定亚马逊能源有限责任公司(Amazon Energy LLC)为300兆瓦白岩风力发电项目的客户，该项目将位于俄克拉何马州卡多县。2021年12月22日，亚马逊和TransAlta签署了两项长期PPA，为这些项目提供100%的可再生电力和环境属性。建设活动于2022年秋季开始，目标商业运营日期为2023年下半年。TransAlta将建造、运营和拥有这些设施。

MSCI环境、社会和治理评级上调

2022年第二季度，TransAlta的MSCI环境、社会和治理(“ESG”)评级从‘BBB’上调至‘A’。此次升级反映了与同行相比，该公司可再生能源的强劲增长。2021年，通过收购和建设太阳能和风能设施，公司的可再生能源装机容量增加了15%，并获得了600兆瓦的额外可再生能源项目。为了实现到2026年碳排放量比2015年减少75%的目标，TransAlta还在2021年完成了其加拿大燃煤设施的煤改气改造，比艾伯塔省的煤炭淘汰计划提前了9年。

Horizon Hill Wind项目与Meta全面执行企业PPA

2022年4月5日，TransAlta宣布与Meta Platform Inc.(前身为Facebook，Inc.)的一家子公司签订了一项长期可再生能源PPA，100%来自其位于俄克拉何马州洛根县的200兆瓦Horizon Hill风力发电项目。根据这项协议，Meta将从Horizon Hill设施获得可再生电力和环境属性。该设施将由总共34台维斯塔斯涡轮机组成。2022年秋季开工建设，目标商业运营日期为2023年下半年。TransAlta将建造、运营和拥有该设施。

细分的财务业绩和经营业绩

分段信息的编制与公司管理业务、评估财务结果和做出关键经营决策的基础相同。

合并结果

下表反映了截至12月31日的年度的综合财务信息的生成和汇总：

(1)长期平均产量(“LTA发电量(GWh)”)是基于我们截至2022年12月31日的投资组合计算的，按年率计算，根据我们的模拟模型预测的平均年能源产量，该模型基于风能和太阳能领域典型的30-35年和水电领域36年的历史资源数据。不考虑能源转换的LTA发电量(GWh)，因为我们目前正在2025年底之前完全转换这些机组，也不考虑天然气的LTA发电量(GWh)，因为它在很大程度上取决于市场状况和商家需求。截至2022年12月31日止年度的LTA发电量(GWh)约为4,563GWh，其中不包括目前未投入运行的Kent Hills 1和2风电设施。

(2)将实际生产水平与长期平均水平进行比较，以突出影响我们业务结果可变性的一个重要因素的影响。短期内，水电、风能和太阳能领域的情况将因时期而异，随着时间的推移，设施的生产将继续与其长期平均水平保持一致，这已被证明是可靠的业绩指标。

(3)本项目在《国际财务报告准则》中没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的其他IFRS计量和非IFRS计量部分。

(4)针对已实现损益对结清的外汇头寸的影响，对天然气和能源营销部门进行了调整。请参阅本MD&A中非IFRS措施的对账部分下的附加IFRS措施和非IFRS措施部分。

水力发电

截至12月31日的年度			2022			2021			2020
总装机容量(MW)(1)			922			925			925
LTA(GWh)			2,015			2,030			2,030
可用性(%)			96.7			92.4			93.2
生产
合同生产(GWh)			323			434			2,056
商家生产(GWh)			1,665			1,502			76
总发电量(GWh)			1,988			1,936			2,132
辅助服务量(GWh)(2)			3,124			2,897			2,857
艾伯塔省水电资产收入(3)			328			185			87
其他水电资产和其他收入(3)(4)			42			41			45
艾伯塔省水电辅助服务收入(2)			236			160			66
运力付款(5)			—			—			60
环境属性收入			1			1			—
毛收入总额			607			387			258
与艾伯塔省水电PPA有关的净付款(6)			—			(4)			(106)
收入(7)			607			383			152
燃料和购买的电力			22			16			8
毛利率(7)			585			367			144
OM&A			55			42			37
所得税以外的税项			3			3			2
调整后的EBITDA(7)			527			322			105
补充信息：
每兆瓦时毛收入
艾伯塔省水电资产能源(美元/兆瓦时)			197			123			51
艾伯塔省水电附属资产(美元/兆瓦时)			76			55			23
可持续资本			35			26			20

(1)2022年第四季度，该公司完成了两项水电资产的出售，导致装机容量减少3兆瓦。

(2)《AESO综合权威文件词汇表》中描述的辅助服务。

(3)艾伯塔省水电资产包括鲍河和北萨斯喀彻温省水系的13个水电设施。海德鲁的其他资产包括我们在不列颠哥伦比亚省和安大略省的水电设施、艾伯塔省的水电设施(艾伯塔省水电资产除外)和输电收入。

(4)其他收入包括我们的输电业务和其他合同安排的收入，包括与艾伯塔省政府达成的缓解洪水协议和黑启动服务。

(5)容量付款包括《电力购买安排确定规则AR 175/2000》所述的每年容量费用，可从艾伯塔省国王的印刷机获得。PPA于2020年12月31日到期。

(6)与艾伯塔省水电PPA有关的付款净额代表公司根据2020年12月31日到期的艾伯塔省水电PPA就名义金额的能源和辅助服务承担的财务义务。2021年的数额涉及艾伯塔省购买力平价协定下最后付款的调整。

(7)根据《国际财务报告准则》，本项目没有定义，也没有标准化的含义。有关调整后的EBITDA中收入和净其他营业收入的调整详情，请参阅本MD&A中的附加IFRS和非IFRS计量部分。

2022

与2021年相比，2022年的可用性有所增加，主要是因为我们艾伯塔省海德鲁资产的计划内和计划外停机减少。

与2021年相比，2022年的产量增加了52千兆瓦时，这主要是由于可用性更高。

与2021年相比，2022年的辅助服务量增加了227 GWh，原因是可用性和需求更高。

与2021年相比，2022年调整后的EBITDA增加了2.05亿美元，这主要是由于艾伯塔省市场的商品价格、产量以及辅助服务价格和数量的增加。这部分被本年度较高的OM&A成本所抵消，这与更新重置价值覆盖范围的保险费增加以及公司与业绩相关的激励应计项目有关。有关艾伯塔省市场状况和定价的进一步讨论，请参阅本MD&A的艾伯塔省电力投资组合部分。

与2021年相比，2022年的持续资本支出增加了900万美元，这是由于2022年计划维护的增加。

2021

与2020年相比，2021年的可用性有所下降，主要原因是计划内和计划外停机增加。

与2020年相比，2021年的产量减少了196GWh，主要是由于可用性和降雨量减少。

与2020年相比，2021年的辅助服务量增加了40GWh，符合我们的预期。

与2020年相比，2021年调整后的EBITDA增加了2.17亿美元。从2021年1月1日起，随着我们艾伯塔省水电资产的艾伯塔省PPA到期，这些设施开始在艾伯塔省电力市场以商家的方式运营。这消除了《艾伯塔省购买力平价协定》规定的净付款义务。由于在市场波动期间有强大的可获得性，该公司获得了更高的能源和辅助服务收入，但与投资组合管理服务、大坝安全人员配备、疏浚和电站服务相关的成本增加部分抵消了这一增长。

由于2021年计划停电增加，2021年的持续资本支出比2020年高出600万美元。

风能和太阳能

截至12月31日的年度			2022			2021			2020
总装机容量(MW)(1)			1,906			1,906			1,572
LTA(GWh)			4,950			4,345			3,916
可用性(%)			83.8			91.9			95.1
合同生产(GWh)			3,182			2,850			2,871
商家生产(GWh)			1,066			1,048			1,198
总产量(GWh)			4,248			3,898			4,069
风能和太阳能的收入			357			320			311
环境属性收入			50			28			23
收入(2)			407			348			334
燃料和购买的电力			31			17			25
碳排放合规性			1			—			—
毛利率(2)			375			331			309
OM&A			68			59			53
所得税以外的税项			12			10			8
其他营业收入净额(2)			(16)			—			—
调整后的EBITDA(2)			311			262			248
补充信息：
可持续资本			18			13			13
肯特山风能修复支出(3)			77			—			—
保险收益--肯特希尔斯			(7)			—			—

(1)2022年和2021年的总装机容量包括与新设施相关的新增装机容量：风能设施(206兆瓦)、北卡罗来纳州太阳能设施(122兆瓦)和奥德曼风能设施(4兆瓦)。

(2)有关调整后EBITDA中收入和净其他营业收入的调整详情，请参阅本MD&A中的“国际财务报告准则附加措施”和“非国际财务报告准则措施”一节。

(3)由于开支的非常性质，肯特山风电设施修复资本开支与可持续资本开支分开，并已分开反映。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度可用性有所下降，主要原因是肯特山1号和2号风电设施的长时间停运。

截至2022年底止年度的产量较2021年增加350GWh，主要是由于新增Windrise风电设施及于2021年第四季度收购北卡罗来纳州太阳能设施的产量增加，以及加拿大东部的风能资源增加，但被Kent Hills 1及2风能设施延长停电导致的产量下降部分抵销。

与2021年相比，2022年调整后的EBITDA增加了4900万美元，这主要是由于产量增加、艾伯塔省已实现商户定价增加、环境属性收入增加以及确认可从涡轮机可用性中收回的违约金低于Windrise风能设施的合同目标。这部分被Kent Hills长时间停电导致的产量下降、输电速率的提高以及与Windrise Wind和北卡罗来纳州太阳能设施的增加相关的OM&A所抵消。2021年包括了由于AESO输电线路损耗裁决而产生的一次性有利调整。

与2021年相比，2022年的持续资本支出增加了500万美元，这是因为2022年主要部件更换的水平更高。

2021

与2020年相比，截至2021年12月31日的年度可用性有所下降，这主要是由于肯特山1号和2号风力发电设施计划外停运造成的。

截至2021年底止年度的产量较2020年减少171GWh，受加拿大东部及美国风力资源减少，以及Kent Hills 1及2风力发电设施计划外停运的影响，但Skookumchuck风力发电设施的全年产量、Windrise风力发电设施的投产及收购北卡罗来纳太阳能发电设施部分抵销了上述影响。

2021年经调整的EBITDA较2020年增加1,400万美元，主要是由于艾伯塔省的商户定价较高、Skookumchuck风力发电设施和WindCharger电池储存设施全年的运营以及2021年新委托或收购的资产(包括Windrise风力发电设施和北卡罗来纳州太阳能设施)带来的额外收益。此外，由于2020年记录的AESO输电线路损耗拨备，2021年的燃料和购买电力成本较低。调整后的EBITDA受到加拿大东部和美国风能资源减少、肯特山1号和2号风电设施计划外停运以及美元相对加元走弱的负面影响。

2021年的持续资本支出与2020年一致。

肯特山康复中心

在2021年9月发生铁塔故障事件后，肯特山1号和2号风力发电设施目前没有运行。这一事件使大约150兆瓦的总产量暂时停产，因为该公司更换了肯特山1号和2号风力发电设施的所有50个涡轮机基础。根据平均历史风力发电量，延长停电预计将带来每月约300万美元的年化收入(如果肯特山1号和2号风力设施的所有50台涡轮机都离线)，随着风力涡轮机恢复服务，预计将获得收入。肯特山1号和2号风力发电设施的每个涡轮机在更换基础并重新组装和测试后将立即恢复服务。

肯特山1号和2号风力发电设施的修复工作正在顺利进行。大多数塔楼已被完全拆除，包括拆除基础。新基础的建设进展顺利，该团队现在已经开始在新基础上重新安装第一个涡轮机塔段。此外，用于更换损坏机组的新风力涡轮机组件已交付现场。修复工作计划于2023年下半年完成。目前的资本支出估计数约为1.2亿美元，其中包括保险收益。

该公司正积极评估所有可供选择的方案，以收回修复费用。

燃气

截至12月31日的年度			2022			2021			2020
总装机容量(MW)			3,084			3,084			3,084
可用性(%)			94.6			85.7			87.7
合同生产(GWh)			3,609			3,622			7,280
商家生产(GWh)			7,927			7,084			3,698
外购电量(GWh)			(88)			(141)			(198)
总产量(GWh)			11,448			10,565			10,780
收入(1)			1,521			1,126			848
燃料和购进功率(1)			637			374			221
碳排放合规性			83			118			120
毛利率(1)			801			634			507
OM&A(1)			195			173			166
所得税以外的税项			15			13			13
其他营业收入净额			(38)			(40)			(39)
调整后的EBITDA(1)			629			488			367
补充信息：
可持续资本：			41			128			87

(1)有关调整后的EBITDA中包括的收入、燃料和购进电力以及OM&A的调整详情，请参阅本MD&A的“国际财务报告准则附加措施”和“非国际财务报告准则措施”部分。

2022

截至2022年12月31日止年度的可用性较2021年有所增加，主要是由于2021年煤改气完成后计划停运减少，以及煤改气机组比煤机组可靠性更高。

截至2022年12月31日的年度产量比2021年增加883GWh，主要是由于艾伯塔省资产的可用性和调度优化，以及Ada热电联产设施的产量提高。

截至2022年12月31日的年度，调整后的EBITDA比2021年增加了1.41亿美元，主要是由于我们通过优化艾伯塔省资产的调度、对冲净额、安大略省商人定价、蒸汽发电和较低的碳合规成本获得了更高的已实现能源价格。这被最近改装的单位的天然气消耗量增加、天然气价格上涨以及由于公司与业绩相关的激励应计项目和一般运营费用增加而导致的OM&A增加而部分抵消。碳履约成本较低的原因是温室气体排放量的减少和利用履约信用来偿还部分温室气体义务，但每吨碳价格的上升和产量的增加部分抵消了这一成本。较低的温室气体排放是艾伯塔省完全使用天然气而不是煤炭的直接结果。2021年调整后的EBITDA还受到萨尼亚热电联产设施2021年计划外短期蒸汽供应中断的影响。

由于煤改气将于2021年完成，截至2022年12月31日的一年的持续资本支出比2021年减少了8700万美元。

2021

与2020年相比，截至2021年12月31日止年度的可用性有所下降，主要是由于艾伯塔省Keephills 2号机组、Keephills 3号机组和Sheerness 1号机组的计划外停电和计划中的锅炉转换增加，但由于Sundance 6号机组的天然气转换已于2020年完成，因此Sundance 6号机组的可用性增加部分抵消了这一影响。

截至2021年12月31日的年度产量较2020年减少215GWh，主要原因是艾伯塔省的投资组合优化活动增加和澳大利亚的客户负荷减少，但其他设施的需求增加以及Ada热电联产设施全年运营带来的产量增加部分抵消了这一影响。

截至2021年12月31日的年度，调整后的EBITDA比2020年增加1.21亿美元，主要原因是艾伯塔省市场商户价格上涨、南黑德兰PPA合同结算以及我们的Ada热电联产设施全年运营带来的产量增加，但这部分被燃料成本增加、萨尼亚热电联产设施计划外短期蒸汽供应中断、与必和必拓根据PPA建设的新项目相关的OM&A成本增加以及与South Hedland PPA合同和解相关的法律费用所抵消。

截至2021年12月31日的一年，持续资本支出增加了4100万美元，主要是由于与Keephills 2号机组、3号机组和Sheerness 1号机组改装为天然气停运相关的主要维护成本、澳大利亚天然气设施的计划大修以及南黑德兰设施购买了额外的发动机。

能量转换

(1)2022年的总装机容量，不包括Keephills 1号机组(395兆瓦于2021年12月31日退役)和圣丹斯4号机组(406兆瓦于2022年3月31日退役)。2021年的总装机容量不包括Centralia 1号机组(2020年12月31日退役的670兆瓦)和圣丹斯5号机组(406兆瓦)。

(2)调度优化调整。

(3)有关调整后EBITDA中收入、燃料和购进电力以及OM&A的调整详情，请参阅本MD&A中的“国际财务报告准则附加措施”和“非国际财务报告准则措施”部分。

2022

截至2022年12月31日的一年，调整后的可用性与2021年一致，因为Centralia 2号机组计划内和计划外停运带来的更高可用性被2022年Sundance 4号机组和2021年Keephills 1号机组的退役部分抵消。

在截至2022年12月31日的一年中，产量比2021年减少了2,132 GWh，这主要是由于Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役，但Centralia 2号机组可用性提高导致的产量增加部分抵消了这一影响。

与2021年相比，截至2022年12月31日止年度的经调整EBITDA减少47,000,000美元，主要是由于艾伯塔省煤炭资产报废，以及2022年Centralia停电期间采购电力成本上升，但因商户价格和合同价格上升及Centralia产量增加，艾伯塔省的碳成本下降(与利用我们的合规信用结算2021年温室气体义务有关)，以及2021年煤炭车队退役导致OM&A减少所致。

与2021年相比，由于复垦活动的推进，Highvale和Centralia矿场的矿场复垦支出有所增加。

截至2022年12月31日的一年，持续资本支出与2021年持平。

2021

截至2021年12月31日的一年，调整后的可用性比2020年有所下降，原因是Centralia 2号和Sundance 4号机组与降额相关的计划内和计划外停电增加。

与2020年相比，截至2021年12月31日的年度产量减少了2,293GWh，这主要是由于Centralia 1号机组的计划退役和艾伯塔省资产的调度优化。

截至2021年12月31日的年度，调整后的EBITDA与2020年相比减少了4200万美元，这主要是由于Centralia 1号机组计划退役，Centralia 2号机组计划外停运导致燃料和购买电力成本上升，主要是由于碳价格上涨导致艾伯塔省资产的碳合规成本上升，以及全年美元相对于加元的疲软，部分被艾伯塔省资产调度优化以及Centralia 1号机组计划退役导致OM&A减少所抵消。

Highvale和Centralia矿的矿山复垦支出与2020年持平。

截至2021年12月31日的一年，持续资本支出比2020年减少了300万美元，主要原因是计划停电工作减少。

能源营销

截至12月31日的年度			2022			2021			2020
收入(1)			218			202			133
OM&A			35			36			30
调整后的EBITDA(1)			183			166			103

(1)有关调整后EBITDA所包括的收入调整的详情，请参阅本MD&A的“国际财务报告准则附加措施”和“非国际财务报告准则措施”一节。

2022

与2021年相比，2022年调整后的EBITDA增加了1700万美元。由于北美所有放松管制的市场的实物和金融电力以及天然气产品的短期交易，业绩超出了部门预期。该公司能够利用交易市场的短期波动，而不会实质性地改变业务部门的风险状况。

2021

与2020年相比，2021年调整后的EBITDA增加了6300万美元。业绩表现更强劲，主要是因为北美所有市场的实物和金融力量以及天然气产品的短期交易都很有利。这部分被并购增加所抵消，这是由于与更强劲的业绩相关的更高的激励。能源营销团队能够利用我们进行交易的市场的短期波动，而不会实质性地改变业务部门的风险状况。

公司

截至12月31日的年度			2022			2021			2020
OM&A			101			84			80
所得税以外的税项			1			1			1
调整后的EBITDA			(102)			(85)			(81)
调整后的EBITDA			(102)			(85)			(81)
总回报互换(收益)损失			1			(4)			3
妇女地位委员会已收到拨款			—			(8)			—
妇女地位委员会的资助适用于增加就业			5			3			—
调整后的EBITDA不包括总回报掉期和CEW的影响			(96)			(94)			(78)
补充信息：
可持续资本：			29			13			14

2022

截至2022年12月31日的一年，调整后的EBITDA比2021年减少了1700万美元，这主要是因为反映公司业绩的激励应计项目增加了。2021年调整后的EBITDA受到收到CEW收益和总回报掉期收益的积极影响。

在截至2022年12月31日的一年中，与2021年相比，持续资本支出增加了1600万美元，这主要是由于与公司总部搬迁相关的租赁改善支出增加。

2021

截至2021年12月31日的年度，经调整的EBITDA较2020年减少400万美元，主要原因是奖励支出增加、员工成本上升、保险成本上升以及解决未决法律问题的法律费用增加，但部分被收到的CEW资金和总回报掉期的已实现收益所抵消。我们员工股份支付计划的部分结算成本通过签订总回报掉期进行对冲，每季度现金结算一次。剔除总回报掉期的影响，由于支持增长计划的额外员工人数，员工成本增加。正如之前承诺的那样，CEW的资金正用于支持公司内部的新增就业。

在截至2021年12月31日的一年中，持续资本支出与2020年一致。

具有补充地理信息的分部业绩

下表提供了我们在各个地区运营的设施的调整后EBITDA绩效：

(1)Keephills 1号机组于2021年12月31日退役，Sundance 4号机组于2022年3月31日退役。

(2)能源营销部门的调整后EBITDA被重新归类到艾伯塔省地区，以反映业务所在地。

(3)根据国际财务报告准则，调整后的EBITDA没有定义，也没有标准化的含义。与前几个时期的结果相比，逐期公布这一数据使管理层和投资者能够更容易地评估收益(亏损)趋势。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营结果部分，如适用，包括与根据IFRS计算的计量的对账。此外，请参阅本MD&A中的附加IFRS计量和非IFRS计量部分。

(4)2022年，对天然气和能源营销部门进行了调整，以考虑已实现损益对这些部门2021年结清外汇头寸的影响。另请参阅本MD&A中的附加国际财务报告准则计量和非国际财务报告准则计量部分。

艾伯塔省电力投资组合

艾伯塔省的发电能力取决于市场力量，而不是利率监管。来自商业发电的电力通过电力批发市场进行清算。电力调度是根据艾伯塔省电力系统运营商(“AESO”)执行的经济价值命令，基于发电商在仅限能源的实时市场出售电力的报价。我们的商业艾伯塔省船队在这一框架下运营，我们在内部管理我们的电力销售报价。

我们总装机容量的大约52%位于艾伯塔省。我们在艾伯塔省的商业资产组合包括水电设施、风力设施、电池储存设施、热电设施和改装的天然气供热设施。艾伯塔省电力投资组合中的一些风能和天然气设施以长期合同运营。燃料类型的多样性推动了投资组合业绩的优化，从而实现了投资组合管理，并实现了运营利润率的最大化。它还为我们提供了可以作为辅助服务货币化的能力，或者在供应紧张时期被派往能源市场。该投资组合中的一部分装机容量已进行了对冲，以提供现金流确定性。

(1)前一时期天然气和能源转换部分的机组使用煤炭。Keephills 1号机组于2021年12月31日退役，圣丹斯4号机组于2022年3月31日退役。

(2)收入进行了调整，以剔除未实现的按市值计价的损益和已实现的损益对平仓汇兑头寸的影响，以描述当年实现的收入。

(3)燃料和购买电力的调整包括煤矿折旧和2021年Highvale矿煤炭库存减记的影响。

在截至2022年12月31日的一年中，艾伯塔省的电力组合发电量为11,476GWh，与2021年相比减少了1,301 GWh。Keephills 1号机组和Sundance 4号机组分别于2021年12月31日和2022年3月31日退役，生产受到影响。资产报废导致的产量下降被合同产量增加部分抵消，合同产量增加主要是由于2021年第四季度投产的Windrise风电设施，以及受益于Hydro部门可用性增加而导致的商船产量增加。与燃气业务相关的商家产量增加是由于我们的商家燃气船队在2022年下半年有更多市场机会。

截至2022年12月31日的一年，毛利率为11.77亿美元，比2021年增加3.19亿美元。通过调度优化和已实现电价的提高实现了更高的商家利润率，这抵消了2022年天然气价格与前一年相比上涨带来的燃料成本上升。天气驱动的强劲需求和计划外停电为艾伯塔省电力产品组合中的每一种燃料带来了全年的机会。

下表提供了该公司艾伯塔省电力产品组合的信息：

(1)艾伯塔省电力组合的已实现商业电价是公司商业电力销售(不包括长期合同下的资产和附属收入)和投资组合优化活动所实现的平均价格除以所产生的商业GWh总量。2020年，实现价格是根据购买力平价制度下的投资组合实现的平均价格计算的。

(2)2020年，艾伯塔省的投资组合处于购买力平价之下，购买力平价交易量不包括在上文列出的套期保值总量中。

(3)套期保值交易量主要用于天然气部门的产量。

(4)每兆瓦时的燃料和购买电力以及每兆瓦时的碳合规成本是根据天然气和能源过渡领域的碳排放发电产生的产量计算的，每兆瓦时的碳合规成本包括用于结算部分温室气体碳定价义务的合规信用。

在截至2022年12月31日的一年中，与2021年同期相比，实现的每兆瓦时生产商业电价增加了每兆瓦时35美元。整个船队能源的已实现商业电价较高是由于市场价格上涨、价格波动增加以及我们对所有燃料类型的可用产能进行了优化。分部现货价格不包括为减轻不利市场定价的影响而建立的套期保值头寸的损益。

在截至2022年12月31日的年度内，由于天然气价格上涨和固定天然气运输成本上升，与2021年同期相比，每生产千瓦时的燃料和购买电力成本增加了22美元，但这部分被我们对天然气价格的对冲头寸以及2021年停止采矿作业导致的煤炭成本下降所抵消。

在截至2022年12月31日的一年中，由于我们的煤队退役导致的碳排放减少，以及利用合规信用来结算我们2021年的部分温室气体碳定价义务，每兆瓦时生产的碳合规成本降低了7美元。碳合规价格已从每吨40美元上涨至50美元；然而，转向燃气发电有效地降低了我们的温室气体合规成本，因为天然气燃烧产生的温室气体排放量低于煤炭燃烧。

第四季度亮点

综合财务亮点

(1)2021年，600万美元从OM&A重新分类为燃料和购买电力，用于水电部门的电站服务成本。

(2)这些项目在《国际财务报告准则》中没有定义，也没有标准化的含义。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营结果部分，如适用，包括与根据IFRS计算的计量的对账。此外，请参阅本MD&A中的附加IFRS计量和非IFRS计量部分。

(3)于2022年，我们经调整的EBITDA组成经修订，以计入关闭的外汇头寸的影响，该等头寸是通过与同一交易对手抵销头寸而有效结算的，以反映资产及能源营销部门在交易发生期间的表现。因此，本公司已将这一构成适用于以前报告的所有期间。

(4)宣布的A、B、C、D、E和G系列优先股股息的加权平均值。由于宣布股息的时间不同，宣布的股息每年都不同。

(5)每股营运资金(“FFO”)及每股自由现金流量(“FCF”)均以期内已发行普通股的加权平均数计算。截至2022年12月31日的三个月，已发行普通股的加权平均数量为2.69亿股(2021-2.71亿股)。关于这些非国际财务报告准则比率，请参阅本MD&A中的“附加国际财务报告准则计量”和“非国际财务报告准则计量”一节。

财务亮点

在2022年第四季度，本公司在所有发电部门以及能源营销部门都取得了优异的业绩。艾伯塔省电力组合中的水电、风能和天然气设施在电价高峰期具有高可用性，这是由于极端寒冷的天气以及全省计划内和计划外停电的时期造成的。艾伯塔省的电力投资组合定位于通过能源和辅助服务收入从这些强劲的现货市场条件中捕捉机会。

截至2022年12月31日的三个月，调整后的可用性为89.5%，而2021年同期为83.8%，这主要是由于我们艾伯塔省天然气设施和Centralia 2号机组的停运减少所致。

截至2022年12月31日的三个月的产量为6,005 GWh，而2021年同期为5,823 GWh。2022年三个月期间产量增加的原因是天然气部门艾伯塔省天然气设施和能源过渡部门Centralia 2设施的可用性增加，但Keephills 1号机组和Sundance 4号机组的退役部分抵消了这一增长。

截至2022年12月31日的三个月的收入比2021年同期增加了2.44亿美元，这主要是由于我们通过优化和运营活动在艾伯塔省电力市场实现了更高的已实现能源价格，以及水电部门实现了更高的辅助服务价格和交易量。由于Centralia 2单元的商户价格和销售量增加，收入进一步增加。这些增长被能源过渡部门中Keephills 1单元和Sundance 4单元的退役部分抵消。

与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月，燃料和购买电力的成本增加了1.8亿美元。这一增长是由于天然气价格上涨和天然气部门天然气消费量增加，但部分被我们对天然气的对冲头寸、较低的煤炭成本以及由于加拿大于2021年12月31日停止所有煤炭开采活动而导致的矿山折旧所抵消。此外，Centralia的燃料和购买电力成本较高，这是因为在Centralia 2号机组商户定价较高的时期购买了价格较高的电力以履行我们的合同义务。

与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月，碳合规成本减少了1200万美元，这主要是由于我们更多地使用天然气、减少使用煤炭，燃料组合比率变化导致的温室气体排放减少，部分被产量增加和每吨碳价格上涨所抵消。

与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月的OM&A支出增加了2700万美元，这主要是因为反映公司业绩的激励应计项目增加，以及增长和战略计划的人员成本增加。

截至2022年12月31日的三个月，调整后的EBITDA比2021年同期增加2.98亿美元，主要是由于我们的水电和天然气部门的调整后EBITDA较高，这是由于艾伯塔省市场的已实现价格上升，加拿大东部风能资源的增加以及我们的能源营销部门的毛利增加了风能和太阳能部门的调整后EBITDA。这部分被Keephills 1号机组和Sundance 4号机组退役后能源过渡部门调整后的EBITDA下降所抵消，但被Centralia 2号机组较高的已实现商户价格和产量部分抵消。

2022年第四季度普通股股东应占净亏损为1.63亿美元，而2021年同期净亏损为7800万美元，增加了8500万美元。2022年的净亏损受到以下因素的影响：由于我们天然气部门某些设施的使用寿命加快而导致的更高的折旧和摊销费用，以及由于税前收益增加以及美国为减少现金税而进行的本期和前期税收调整而导致的更高的OM&A费用和所得税费用。这些不利影响被较低的资产减值、较高的资产出售收益和由于资产出售时机以及调整后EBITDA较高所部分抵消。

与2021年同期相比，2022年第四季度经营活动的现金流增加了2.97亿美元，这主要是由于扣除风险管理活动的未实现损益以及与商品价格高企和市场波动有关的抵押品账户变动导致的营运资本有利变化，但因燃料和购买电力成本上升以及当前所得税支出增加而部分抵消。

2022年第四季度的FCF为3.15亿美元，而2021年同期为7900万美元，这是由于艾伯塔省电力投资组合的表现以及2021年以来拨备的有利变化导致调整后的EBITDA较高，但这部分被当期税项支出增加、支付给子公司非控股权益的分配增加、已实现汇兑损失增加以及持续资本支出增加所抵消。

第四季度分段财务业绩和经营业绩

截至2022年12月31日和2021年12月31日的三个月，我们按部门和所得税前收益(亏损)划分的调整后EBITDA摘要如下：

与2021年相比，2022年第四季度调整后的EBITDA增加了2.98亿美元，主要原因是：

·海德鲁的业绩增加了6600万美元，原因是艾伯塔省市场上更高的商家和辅助价格带来的收入增加。

·由于艾伯塔省商户价格上涨、加拿大东部风能资源增加、环境属性收入增加、与增加Windrise风能和北卡罗来纳州太阳能设施相关的收入增加，以及确认可从Windrise风能设施的涡轮机可用性中收回的违约金低于Windrise风能设施的合同目标，风能和太阳能公司的业绩增加了1600万美元。

·天然气收益增加了1.61亿美元，主要是因为调度优化和商家价格上涨，以及艾伯塔省的套期保值和合同结算。这部分被与一般运营费用相关的较高的天然气和OM&A成本所抵消。

·由于艾伯塔省煤炭资产的停用，能源过渡结果减少了1800万美元，部分被Centralia 2号机组更高的产量和更高的合同和商家定价所抵消。

·与2021年同期相比，能源营销的业绩增加了7400万美元。由于北美所有放松管制的市场的实物和金融电力以及天然气产品的短期交易，业绩超出了预期。

·企业成本与2021年相当。

精选季度信息

由于电力市场的性质和相关的燃料成本，我们的结果是季节性的。预计电价较低的春季和秋季往往会产生较高的维护成本；由于供暖和制冷负荷的增加，主要市场的电价通常在冬季和夏季的高峰期上涨。利润率通常也会在第二季度受到影响，原因是太平洋西北地区春季径流和降雨产生的水力发电产量影响了Centralia的产量。通常，水电设施的大部分电力和收入都是在春季融化的雪开始流入流域和河流的几个月里产生的。相反，在历史上，风速在寒冷的冬季月份更大，在温暖的夏季月份更低。

(1)2022年第二季度用于经营活动的现金流主要是由于我们的抵押品账户因大宗商品价格上涨和市场波动而出现变动，导致营运资金出现不利变化。

(2)普通股股东应占基本每股收益(亏损)和摊薄后每股收益(亏损)均采用当期已发行普通股的加权平均计算。因此，组成日历年度的四个季度的每股收益(亏损)之和有时可能与年度每股收益(亏损)不同。

普通股股东应占净收益(亏损)也受到以下变化和事件的影响：

·2022年艾伯塔省高峰期电价和较高电价期间整体供应增加带来的更高收入；

·2021年和2020年转换为天然气的单位的天然气价格上涨和天然气消耗量增加；

·2022年较低的碳成本，与我们放弃煤炭和利用可再生能源合规信用在2022年第二季度偿还部分温室气体义务有关；

·从2021年第四季度到2022年第四季度，肯特山1号和2号风电设施继续长时间停运。延长的停电预计将持续到2023年；

·所示所有期间的资产减值费用和冲销的影响；

·所有期间估计现金流和贴现率的变化对报废资产报废准备金变化的影响；

·加快了2022年第三季度确认的现金流退役和使用寿命变化的时间安排；

·肯特山风力发电设施单塔故障的保险金额为2022年第二季度确认的700万美元；

·2022年每个季度都记录了因Windrise风力设施的涡轮机可用性低于合同目标而可收回的违约金；

·Keephills 1号机组将于2021年第四季度退役，Sundance 4号机组将于2022年第一季度退役；

·在2021年第四季度收购北卡罗来纳州的太阳能设施；

·Windrise风力发电设施将于2021年第四季度投入使用；

·2021年第三季度暂停圣丹斯5号机组重新供电项目；

·圣丹斯第5股于2021年退役；

·2022年第四季度确认的资产出售收益、2021年第二季度出售先锋管道的收益和2021年第三季度出售天然气设备的收益；

·萨尼亚设施2021年第二季度计划外蒸汽供应中断；

·在2021年收到妇女地位委员会的资金；

·加快了关闭Highvale矿的计划，使未来剩余的特许权使用费在2021年第三季度被确认为一项繁重的合同；

·Highvale矿的加速关闭增加了计入煤炭成本的矿场折旧。2021年前三季度发生的煤炭库存减记；

·2021年第二季度和第三季度发生的与煤炭有关的零部件和材料库存减记；

·2021年第一季度AESO输电线路损失裁决的更新拨备估计数的影响；

·加元相对于美元的波动导致我们以美元计价的长期债务余额的汇兑损益，不被指定为对冲；以及

·当前和未来的税费支出随着各季度的税前收益而波动。自2021年以来，未来的税收支出有所增加，主要是由于对部分加拿大业务进行的递延减税以及按市值计价对冲的亏损。

财务状况

下表重点介绍了从2021年12月31日到2022年12月31日的合并财务状况表的重大变化：

(1)包括限制性现金、预付费用、库存和待售资产。

(二)包括投资、融资租赁应收账款的长期部分、使用权资产、无形资产、商誉、递延所得税资产和其他资产。

(3)包括银行透支、退役和其他拨备的当期部分、合同负债的当期部分、应付所得税和应付股息。

(四)包括可交换证券、递延所得税负债和合同负债。

TransAlta综合财务状况表的重大变化如下：

营运资金

截至2022年12月31日，流动资产增加了15.17亿美元，从2021年12月31日的21.97亿美元增加到37.14亿美元，这主要是由于艾伯塔省强劲的定价增加了运营现金流，由于收入增加，贸易和其他应收账款增加，以及市场价格波动导致抵押品增加和风险管理资产增加。截至2022年12月31日，该公司已在净负债状况下提供了3.04亿美元(2021年至5500万美元)与衍生工具相关的现金抵押品。

流动负债从2021年12月31日的19.31亿美元增加到2022年12月31日的28.88亿美元，增加了9.57亿美元，主要是由于建筑活动增加的应付账款增加和应计负债增加。此外，能源市场分部的应付款项增加、收到的与交易对手债务相关的抵押品增加，以及风险管理负债增加，主要是由于多个市场的市场价格波动所致。该等增加由偿还于2022年到期的4.50%无抵押优先票据4亿美元及将KH债券2.06亿美元重新分类为长期负债而部分抵销，因为本公司获得豁免并订立补充契约，协助修复支持重新分类为长期债务的Kent Hills 1及2风能设施。截至2022年12月31日，公司持有2.6亿美元(2021-1800万美元)与衍生工具相关的现金抵押品，净资产头寸。

截至2022年12月31日，流动资产对流动负债的盈余，包括长期债务和租赁负债的当前部分，为8.26亿美元(2021-2.66亿美元)。我们的营运资本同比增加，主要是由于KH债券从流动负债重新分类为长期负债，以及偿还了于2022年到期的4亿美元4.50%无担保优先票据。同比增长也是由于现金增加1.87亿美元，贸易和其他应收账款增加9.38亿美元，这是由于艾伯塔省强劲的商人定价，包括提供更高的抵押品，以及主要由于市场价格波动而增加的4.01亿美元的风险管理资产。增加部分被应付账款(包括所持抵押品)增加6.57亿美元和风险管理负债增加8.68亿美元(主要是市场价格波动所致)所抵销。不包括长期债务和租赁负债的当前部分1.78亿美元(2021年-8.44亿美元)，截至2022年12月31日，流动资产对负债的盈余为10.04亿美元(2021年-11.1亿美元)，略低于前一年。

非流动资产

截至2022年12月31日的非流动资产为70.27亿美元，比截至2021年12月31日的70.29亿美元减少了200万美元。减少的主要原因是风险管理资产减少，这是由于多个市场的市场定价波动和合同结算导致的，但主要被房地产、厂房和设备(“PP&E”)的增加所抵消。PP&E增加的9.18亿美元主要用于建造白岩风力发电项目、花园平原风力发电项目、Horizon Hill风力发电项目、北方金田太阳能项目和肯特山修复成本，以及其他计划中的主要维护费用。对退役和修复费用7400万美元、资产减值6200万美元和折旧5.38亿美元的修订和增加部分抵消了PP&E的增加额。

非流动负债

截至2022年12月31日的非流动负债为58.64亿美元，比截至2021年12月31日的47.02亿美元增加11.62亿美元，主要是由于与公司签订为期两年的4亿美元浮动利率定期贷款相关的长期债务和租赁负债增加了10.52亿美元，该贷款于2022年12月31日全部提取，以及发行了400美元的优先绿色债券。由于获得豁免，KH债券在2022年也被重新归类为长期债务。这被Pingston Power Inc.的无追索权债券在2022年被重新归类为流动负债所抵消。风险管理负债增加1.88亿美元是由于多个市场和新合同的波动，但因退役和其他准备金减少1.2亿美元以及固定收益债务和其他长期负债减少4100万美元而被抵销。

总股本

截至2022年12月31日，总股本减少6.04亿美元，原因是其他综合亏损4.24亿美元，向非控股权益分配1.87亿美元，NCIB项下的股票回购5400万美元，普通股和优先股宣布的股息1.03亿美元，但被1.61亿美元的净收益部分抵消。

金融资本

该公司专注于保持强大的资产负债表和财务状况，以确保获得足够的金融资本。信用评级提供与公司的融资成本、流动性和运营有关的信息，并影响公司获得短期和长期融资的能力和/或此类融资的成本。保持强劲的资产负债表还使公司能够以有利于公司财务业绩的条款和价格与各种交易对手签订合同，并使TransAlta能够通过商品和信贷周期更好地进入资本市场。

2022年，穆迪重申了该公司对Ba1的长期评级，展望为稳定。DBRS晨星重申，公司的发行人评级和无担保债务/中期票据评级为BBB(低)，公司的优先股评级为PFD-3(低)，前景均为稳定。此外，标普全球评级重申该公司的高级无担保债务评级和发行人信用评级为BB+，前景稳定。与我们的信用评级相关的风险在本MD&A的治理和风险管理部分进行了讨论。

资本结构

强大的财务状况为公司提供了通过商品和信贷周期更好地进入资本市场的机会。我们使用总资本来帮助评估我们的财务状况的实力。我们的资本结构包括以下几个组成部分：

(1)截至2022年12月31日，现金和现金等价物为扣除银行透支的净额。

(2)包括OCP限制性现金的本金部分，因为这些现金仅限于偿还未偿债务，还包括债务的经济和指定对冲工具的公允价值，因为相关债务的账面价值受到外汇汇率变化的影响。

(3)这些项目在《国际财务报告准则》中没有定义，也没有标准化的含义。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD&A中的“国际财务报告准则附加计量”和“非国际财务报告准则计量”一节，如适用，包括与根据“国际财务报告准则”计算的计量的核对。

(4)包括TransAlta Energy(Australia)Pty Ltd.持有的1.45亿澳元(1.58亿澳元)现金，用于TransAlta Renewables未来为澳大利亚增长项目提供资金。

(5)TransAlta Renewables在持有这些债务的美国实体中拥有经济利益，在澳大利亚实体中拥有经济利益，其中包括7.86亿澳元(2021年-8亿澳元)的优先担保票据。

(6)Skookumchuck风电设施是一家股权会计的合资企业，其税项股权融资并未计入该等金额。

(7)综合净负债总额不包括可交换优先证券，因为就信贷目的而言，该等证券被视为有股息支付的权益。

我们在2022年继续加强我们的财务状况，并有足够的流动性为我们的增长战略提供资金。

我们通过以下方式提高了流动性和股东价值：

2022

·发行4亿美元高级绿色债券，固定票面年利率为7.75%，2029年11月15日到期；

·偿还2022年到期的4亿美元4.50%无担保优先票据；

·将承诺的银团信贷安排延长一年至2026年6月30日，将承诺的双边信贷安排延长一年至2024年6月30日；

·与我们的银行银团完成了一项为期两年的浮动利率定期贷款，金额为4亿美元，到期日为2024年9月7日。定期贷款的利率随所选选项的不同而不同(例如加拿大最优惠利率和银行承兑利率)；以及

·通过我们的NCIB计划以每股12.48美元的平均价格购买和注销了4,342,300股普通股，总成本为5,400万美元。

2021

·获得了与我们的Windrise风能设施相关的1.73亿美元的项目融资。

2020

·获得与我们的南黑德兰设施有关的8亿澳元项目融资；

·从Brookfield获得第二批4亿美元，作为可赎回、可收回的第一优先股的代价；

·赎回2020年11月25日到期的5%的4亿美元中期票据；以及

·通过我们的NCIB计划，以每股8.33美元的平均价格购买和注销了7,352,600股普通股，总成本为6,100万美元。

信贷安排

公司的信贷安排摘要见下表：

(1)TransAlta有义务签发信用证和现金抵押品，以担保对某些当事人的潜在债务，包括与潜在环境义务、商品风险管理和对冲活动、养老金计划义务、建筑项目和购买义务有关的债务。以未承诺贷款为抵押的信用证减少了已承诺银团信贷贷款项下的可用容量。

美国税收股权融资

本公司拥有一些风能设施的股权，这些设施有资格享受美国可再生能源设施的税收优惠。凭借目前的可再生能源设施组合，TransAlta无法将此类税收优惠完全货币化。为了充分利用这些激励措施，公司与税收公平投资者(“TEI”)合作，后者投资于这些设施，以换取税收抵免的一部分。

一些TEI融资结构包括部分现收现用(“Pay-Go”)融资安排，根据该安排，当实际年发电量(MWh)超过某一生产门槛时，TEI有义务向公司提供现金贡献(“Pay-Go贡献”)。按需付费的安排导致TEI的初始投资较低，并为他们提供了一些保护，使他们免受潜在的资产表现不佳的影响。

TransAlta确认TEI捐款为长期债务，数额为从TEI收到的收益，以换取TransAlta子公司的股份，扣除以下要素：

生产税抵免计划

美国现行税法允许符合条件的风能项目在项目运营的头10年获得每千瓦时发电所赚取的税收抵免。可再生能源设施的部分应税收入(损失)和生产的PTC以及该设施产生的现金的一部分被分配给TEI，直到他们实现商定的税后投资回报(Flip Point)。在Flip Point之后，TEI将保留该设施产生的现金和应税收入(亏损)的较小部分。

下表概述了有关该公司具有PTC资格的税收股权融资安排的信息：

(1)本公司拥有Skookumchuck风电设施49%的权益，该设施根据国际财务报告准则被视为股权投资，而我们所占净收益的比例在国际财务报告准则下的收益表中反映为股权收入。

无追索权债务

Melancthon Wolfe Wind LP、Pingston Power Inc.、TAPC Holdings LP、New Richmond Wind LP、Kent Hills Wind LP、TEC Hedland Pty Ltd、Windrise Wind LP和TransAlta OCP LP无追索权债券的总账面价值为18亿美元(2021年12月31日至19亿美元)，受常规融资条件和契约的限制，这些条款可能会限制公司获得设施运营产生的资金的能力。在满足某些分配测试(通常每季度执行一次)后，子公司能够将资金分配给各自的母公司。这些条件包括在分配前达到偿债覆盖率，这些实体在2022年第四季度达到了这一比率，但Kent Hills Wind LP和TAPC Holdings LP除外，后者在2022年受到更高利率的影响。这些实体自第四季度测试以来积累的资金将保留在那里，直到2023年第一季度可以计算出下一个偿债覆盖率。截至2022年12月31日，5000万美元(2021年12月31日-6700万美元)的现金受到这些财务限制的限制。此外，某些无追索权债券要求设立某些准备金账户，并通过存款现金和/或提供信用证为其提供资金。

肯特山风能设施改造

于2022年第二季度，本公司取得豁免并签订补充契约，协助修复肯特山1号及2号风力发电设施。在收到豁免后，本公司将KH债券的未偿还账面价值的一部分重新归类为非流动负债，但计划于未来12个月内到期的本金偿还除外。根据补充契约，在基础更换工作完成之前，Kent Hills Wind LP不能向其合作伙伴进行任何分配。

预定债务到期日

在2023年至2025年期间，我们有8.39亿美元的债务到期，其中包括4亿美元的追索权债务，主要与定期融资有关，其余部分主要与预定的无追索权债务偿还有关。

向资本提供者返还资金

净利息支出

净利息支出的构成如下：

(1)2022年的抵免余额主要涉及分配给税务股权投资者的北卡罗来纳州太阳能设施与税收折旧(2021年-投资税收抵免)相关的税收优惠。根据《国际财务报告准则》，税项股权投资被视为债务，税项折旧和投资税抵免(视情况而定)的货币化被视为债务余额的非现金减少，并反映为利息支出的减少。

2022年的净利息支出较高，主要是由于拨备增加，信贷安排费用和其他利息增加，原因是为支持交易和对冲活动而签发的信用证增加，以及作为交易对手义务担保的现金抵押品支付的利息较高，以及税务股权融资的税盾较低。由于有利的利率和更高的资本化利息，利息收入增加部分抵消了这一影响。

股本

下表概述了已发行和已发行的普通股和优先股：

(1)于2021年第一季度，本公司以一对一方式将其10,200,000股A系列股份中的1,417,338股及1,800,000股B系列股份中的871,871股分别转换为B系列股份及A系列股份。

(2)于2022年第二季度，本公司以一对一的方式将其11,000,000股已发行的C系列股票中的1,044,299股转换为D系列股票。

(3)Brookfield投资4亿美元，以换取可赎回、可收回的第一优先股。就会计目的而言，这些优先股被视为债务，并在合并财务报表中如实披露。

向股东派发股息

宣布股息由董事会酌情决定。以下是2022年每个季度宣布的普通股和优先股股息：

非控制性权益

截至2022年12月31日，该公司拥有TransAlta Renewables 60.1%(2021年至60.1%)的股份。TransAlta Renewables是一家上市公司，其普通股在多伦多证券交易所上市，代码为“RNW”。TransAlta Renewables拥有多元化、高度签约的资产组合，碳强度相对较低。

我们还拥有TA Cogen 50.01%的股份(2021年至50.01%)，后者拥有、运营或拥有三个天然气热电联产设施(渥太华、温莎和萨斯喀彻温堡)和一个天然气燃烧设施(Sheerness)的权益。Sheerness于2021年作为双燃料发电设施运营。

由于我们拥有TA Cogen和TransAlta Renewables的控股权，我们合并了与这些子公司相关的全部收益、资产和负债。

截至2022年12月31日的年度，可归因于非控股权益的净收益与2021年相比减少了100万美元，这是因为TA Cogen净收益的增加被TransAlta Renewables净收益的下降所抵消。与2021年相比，可归因于非控股权益的Ta Cogen净收益增加了2900万美元，这主要是由于艾伯塔省市场上的商户定价较高，但由于调度优化导致发电量较低，部分抵消了这一影响。

与2021年相比，TransAlta Renewables可归因于非控股权益的净收益减少了3000万美元。减少的主要原因是与TransAlta子公司相关的财务收入下降、主要与较高贴现率有关的资产减值、较高的OM&A、较低的外汇收益以及2021年末发行Windrise Green债券的利息支出增加。此外，由于肯特山1号和2号风电设施的长时间停运，净收益下降。收入增加和为Kent Hills遗址倒塌的塔楼的重置费用收到的保险收益部分抵消了这一减少额。本公司确认由于Windrise风电设施的涡轮机可用性低于合同目标而可收回的违约金。与TransAlta子公司相关的财务收入较低，因为较高的分配被归类为资本回报。详情请参阅综合财务报表附注12。

截至2021年12月31日的一年，可归因于非控股权益的净收益比2020年增加了7800万美元，达到1.12亿美元。TransAlta Renewables于2021年的盈利增长，主要是由于对TransAlta子公司的投资带来的财务收入增加，以及本年度未确认公允价值亏损，但被与Sarnia热电联产设施计划外停运有关的违约金拨备、对加拿大天然气不利的蒸汽调节调整、加拿大风力发电量下降、外汇收益减少和资产减值增加部分抵消。2021年，TA Cogen的收益较高，主要是由于艾伯塔省市场价格上涨。

其他合并分析

未合并的结构化实体或安排

所有非综合结构性实体或安排，例如与非综合实体、结构性融资实体、特殊目的实体或可变权益实体的交易、协议或合约安排，均须披露，而该等交易、协议或合约安排可能会对流动资金或资本资源的供应或需求产生重大影响。我们目前没有这种未合并的结构化实体或安排。

关联方交易

于正常经营过程中，吾等按市场条款与关联方(包括综合及权益会计实体)进行交易，该等交易已按交换价值计量并于综合财务报表确认，包括但不限于：资产管理费、购电及衍生工具合约。详情请参阅合并财务报表附注36“关联方交易”。

担保合同

我们有义务签发信用证和现金抵押品，以确保对某些当事人的潜在债务，包括与潜在环境义务、商品风险管理和对冲活动、养老金计划义务、建筑项目和购买义务有关的债务。截至2022年12月31日，我们提供了总计12亿美元(2021年至9.02亿美元)的信用证和3.04亿美元(2021年至5500万美元)的现金抵押品。这些信用证和现金抵押品确保我们的综合财务状况报表中的某些金额包括在风险管理负债、界定福利义务和其他长期负债以及退役和其他拨备下。2022年期间签发的信用证数额增加，原因是资产对冲和能源营销活动所需抵押品增加，但与养恤金计划承诺以及Highvale矿山养恤金计划和回收债务有关的信用证减少部分抵消了这一增加。

资产剥离所得收益

在2022年期间，该公司完成了两个水电设施的出售，出售了与其圣丹斯5号机组能源转换资产相关的设备，以及其他设备。作为这些销售的结果，该公司获得了6600万美元的收益，并记录了3200万美元的销售收益。此外，在2022年第四季度，公司记录了一项合同结算，该合同结算在出售资产的收益和综合收益(亏损)表中确认。

承付款

合同承诺如下：

(1)未在合并财务状况表中确认为财务负债。

(2)包括未被确认为租赁负债的租约和尚未开始的租约。

(3)不包括对冲会计和衍生工具的影响。

(4)假设可交换证券将于2025年1月1日由Brookfield交换。

(5)租赁负债包括1200万美元的租赁激励，预计将于2023年收到。

(6)长期债务的利息是以目前的债务为基础的，没有关于到期再融资的假设。

(7)有关增长承诺的更多详细信息，请参阅本MD&A的战略和交付结果的能力部分。

或有事件

TransAlta偶尔会在其正常业务过程中出现的各种索赔以及法律和监管程序中被列为当事人。TransAlta审查了每一项索赔，包括索赔的性质、争议或索赔的金额以及保险覆盖范围。不能保证任何特定的索赔将以有利于公司的方式解决，也不能保证此类索赔不会对TransAlta产生实质性的不利影响。监管机构的询问也可能在正常的业务过程中出现，公司会根据需要做出回应。

本公司对其在艾伯塔省能源和辅助服务市场的报价和报价行为进行持续的内部审查，并将根据需要自行报告可疑违规行为或回应监管机构的询问。目前尚不能确定任何特定事项将以有利于本公司的方式解决，或该等事项可能不会对TransAlta产生重大不利影响。

布拉索贷款--向艾伯塔省政府索赔

9月1日2022年9月9日，公司向艾伯塔省国王法院提交了一份针对艾伯塔省政府的索赔声明，要求声明：(I)在Braseau设施周围五公里范围内授予矿物租约违反了公司与艾伯塔省政府于1960年达成的协议；(Ii)艾伯塔省政府需要赔偿公司因Braeau设施附近的水力压裂风险而产生的任何费用或损害。9月1日2022年2月29日，艾伯塔省政府提交了辩护声明，其中声称，公司：(I)试图篡夺艾伯塔省能源监管机构(“AER”)的管辖权；(Ii)根据《限制法》(艾伯塔省)，时间已过。审判定于2024年第一季度进行。

布拉索设施-油井牌照申请考虑水力压裂活动

AER于2019年5月27日发布了一项地下命令，不允许在Braeau设施周围3公里范围内进行任何水力压裂，但允许在Braeau设施3至5公里范围内的所有地层(Duvernay除外)进行水力压裂。随后，两家石油和天然气运营商向AER提交了申请，要求批准布拉索设施周围3至5公里范围内的10口油井许可证(包括水力压裂活动)。考虑这些申请的监管听证会-程序为379-目前计划在2023年2月27日至3月10日之间举行。该公司的立场是，在布拉索设施五公里范围内的任何地层内的水力压裂活动构成不可接受的风险，申请应被拒绝。

水力发电采购安排-排放业绩积分

平衡池声称有权获得艾伯塔省水电设施因被纳入2018至2020年(首尾两年包括在内)的碳竞争力激励法规和技术创新与减排法规而获得的排放绩效信用(EPC)。平衡池声称拥有EPC的所有权，因为它认为水电采购安排下的法律变更条款要求将EPC传递到平衡池。TransAlta没有从EPC或任何据称的法律变更中获得任何好处，并认为Balance Pool无权获得这些积分。仲裁已经开始，听证会定于2023年2月6日至10日举行。然而，由于其中一名小组成员辞职，听证会被推迟。已经任命了一名新的小组成员，并将于2023年5月18日至6月1日举行为期两周的听证会。TransAlta持有约1,750,000台未记录账面价值的EPC，这些EPC是在2018至2020年间创造的，由于Balance Pool的索赔而面临风险。

Sundance A退役

TransAlta向艾伯塔省公用事业委员会(“AUC”)提出申请，要求从余额池中支付TransAlta为Sundance A支付的退役费用，包括其在Highvale矿的比例份额。平衡池和公用事业消费者倡导者作为干预者参与其中，因为他们对TransAlta声称的退役成本提出异议。由于各种因素，包括新冠肺炎疫情和平衡池对信息的重大要求，申请已被推迟。虽然听证日期尚未确定，但申请可能会在2023年下半年进行听证。TransAlta预计将从Balance Pool收到退役费用的付款；然而，AUC将奖励的金额尚不确定。

现金流

以下重点介绍了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度合并现金流量表的重大变化：

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度来自经营活动的现金减少，主要是由于营运资本的不利变化增加，主要来自更高的应收账款和支付的抵押品，部分被更高的应收账款和收到的抵押品所抵消，以及更高的燃料和购买的电力。抵押品账户的变动与商品价格高企和市场波动有关。这部分被较高的收入(扣除风险管理活动的未实现损益)、较高的其他运营(收入)损失净额和较低的碳合规成本所抵消。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度来自投资活动的现金减少，主要原因是：

·用于PP&E的增长项目和肯特山修复建设活动的现金增加(4.38亿美元)，以及本年度的投资增加(1000万美元)；

·上一年包括出售先锋管道的收益(1.28亿美元)，部分被以下项目抵消：

·用于收购的现金净额减少(1.1亿美元)，因为前一年包括对北卡罗来纳州太阳能公司的收购；

·与在建资产施工应付款时间有关的非现金周转金的有利变化(7100万美元)；

·较高的金融工具已实现收益(3300万美元)；

·出售财产、厂房和设备所得收益增加(2700万美元)；

·应收贷款收入增加(2100万美元)。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度来自融资活动的现金增加，主要原因是：

·公司信贷安排下的净借款增加(5.63亿美元)；

·发行长期债务的收益增加(3.59亿美元)；以及

·金融工具较高的已实现收益(3,900万美元)被以下因素部分抵消：

·偿还更多长期债务(5.29亿美元)；

·根据NCIB增加普通股回购(4800万美元)；

·增加对子公司非控股权益的分配(3100万美元)；

·普通股和优先股股息增加(1000万美元)；

·更高的融资费用和其他费用(900万美元)；

·普通股发行收益减少(500万美元)。

《国际财务报告准则》附加措施和非《国际财务报告准则》措施

《国际财务报告准则》的另一项措施是与对合并财务报表的理解有关的细目、标题或小计，但不是《国际财务报告准则》规定的最低细目，或与对合并财务报表的理解有关但未在合并财务报表的其他地方列报的财务措施的列报。我们已在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度综合收益(亏损)报表中包括名为毛利率和营业收入(亏损)的行项目。列报这些项目为管理层和投资者提供了一种持续经营业绩的衡量标准，这一衡量标准在不同时期之间很容易进行比较。

我们使用许多财务指标来评估我们的业绩和我们业务部门的业绩，包括在非国际财务报告准则基础上列报的指标和比率，如下所述。除另有说明外，所有金额均以加元计算，并源自我们根据国际财务报告准则编制的综合财务报表。我们相信，这些非国际财务报告准则的金额、计量和比率，与我们的国际财务报告准则金额一起阅读，可以让读者更好地了解管理层如何评估业绩。

根据《国际财务报告准则》，非国际财务报告准则的数额、计量和比率没有标准化的含义。它们不太可能与其他公司提出的类似指标相提并论，不应孤立地与我们的IFRS结果分开看待，作为我们的IFRS结果的替代，或比我们的结果更有意义。

非国际财务报告准则财务衡量标准

调整后的EBITDA、FFO、FCF、净债务总额、综合净债务总额和调整后净债务均为本MD&A中介绍的非IFRS指标。请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营业绩、分段财务业绩和经营业绩、选定的季度信息、金融资本和关键的非IFRS财务比率部分以了解更多信息，包括将此类非IFRS指标与最具可比性的IFRS指标进行协调。

调整后的EBITDA

每个业务部门对其以调整后的EBITDA衡量的经营业绩承担责任。调整后的EBITDA是代表我们核心业务盈利能力的重要管理指标。在2022年第二季度，我们调整后的EBITDA构成进行了调整，以包括通过与同一交易对手抵消头寸而有效结算的平仓的影响，以反映资产和能源营销部门在交易发生期间的表现。因此，本公司已将这一构成适用于以前报告的所有期间。利息、税项、折旧和摊销不包括在内，因为会计处理的差异可能会扭曲我们的核心业务结果。此外，还对某些项目进行了重新分类和调整，以更好地评估结果，但不包括那些可能不能反映持续业务业绩的项目。这一陈述可能有助于读者分析趋势。

以下是对所做调整的描述。

对收入的调整

·我们在加拿大和澳大利亚拥有的某些资产完全签订了合同，并根据《国际财务报告准则》记录为融资租赁。我们认为，更适当的做法是将我们根据合同收到的付款作为能力付款反映在我们的收入中，而不是作为融资租赁收入和融资租赁应收款的减少。

·调整后的EBITDA进行了调整，以排除未实现的按市值计价的损益和未实现的汇兑损益对商品交易的影响。

·与结清头寸有关的损益，通过将头寸与结清头寸期间已记录的交易所进行抵销而有效结清。

燃料和购进功率的调整

·我们采矿设备的折旧包括在燃料和购买的电力中。

·2020年和2021年煤炭库存的减记不包括在内，与决定不再使用煤炭和2021年底海瓦莱煤矿加速关闭有关，并不反映持续的业务业绩。

·关于南黑德兰设施于2017年7月投产，我们预付了约7400万美元的输电和配电成本。利息收入记在预付资金上。我们将这笔利息收入重新归类为每期输电和配电成本的减少，以反映企业的净成本。

对操作、维护和管理的调整

·减记与我们天然气转换设施的Highvale矿和煤炭作业相关的零部件和材料库存。

·不包括因关闭Highvale矿和影响固定收益养恤金计划而产生的减损收益，因为它们不能反映持续的业绩。

对其他营业收入净额(亏损)的调整

·不包括因Highvale矿关闭而确认的关于未来特许权使用费支付的繁重合同条款，因为这些不是营业收入的一部分。

·不包括因公司清洁能源过渡计划而产生的合同终止罚金。

·Sheerness设施移出煤炭导致现有煤炭供应协议的剩余煤炭供应付款在2020年被确认为一项繁重的合同，并被排除在外。

·与肯特山大厦倒塌有关的保险赔偿不包括在内，因为这些赔偿与投资活动有关，不能反映持续的业务业绩。

除利息、税项、折旧和摊销外的收益(亏损)调整

·不包括资产减值费用(冲销)，因为这些是影响折旧和摊销的会计调整，不反映持续的业务业绩。

·不包括出售资产或汇兑损益的任何损益，因为这些不是营业收入的一部分。

对权益类投资的调整

·在2020年第四季度，我们收购了Skookumchuck风电设施49%的权益，根据《国际财务报告准则》，该设施被视为股权投资，我们在净收益中的比例份额在《国际财务报告准则》的收益表中反映为股权收入。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，我们已将我们在Skookumchuck风电设施调整后EBITDA中的比例份额计入我们的调整后EBITDA总额。此外，在风能和太阳能调整后的业绩中，我们还包括了我们按比例分摊的收入和费用，以反映这项投资的全部运营结果。我们没有将EMG International，LLC的调整后EBITDA计入我们调整后的EBITDA总额，因为它不代表我们的常规发电业务。

年均EBITDA

年均EBITDA是一种非国际财务报告准则的前瞻性财务计量，用于显示目前在建项目在完工时预计产生的年均EBITDA。

营运资金(“FFO”)

FFO是一项重要的指标，因为它代表营运资金变动前的经营活动所产生的现金，并能够与以往期间的业绩比较，评估现金流趋势。FFO是非国际财务报告准则的衡量标准。

营运现金流的调整

·包括与Skookumchuk风电设施有关的FFO，该风能设施被视为《国际财务报告准则》规定的股权投资和股权收入，扣除合资企业的分配后，计入《国际财务报告准则》规定的业务现金流。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，我们已将我们在FFO中的比例份额包括在内。

·对融资租赁应收款进行重新分类，以反映业务现金。

·我们调整了与2020年加快淘汰煤炭和2021年关闭Highvale矿的决定、减记我们煤炭业务的零部件和材料库存以及为2022年Sunhills矿业有限公司养老金计划提供资金的自愿捐款相关的运营现金项目(归入“清洁能源过渡条款和调整”下的分项项目)。

·平仓收到/支付的现金反映在结清头寸的期间。

·由于将137兆瓦Skookumchuck风电设施的经济权益出售给TransAlta Renewables，从2021年起，公司在Skookumchuck风电股权入账合资企业中的份额不包括在TransAlta解除合并业绩中。

·其他调整包括生产税收抵免的付款/收据，这是对股权债务的减税，并包括股权会计合资企业的分配。

自由现金流(“FCF”)

FCF是一项重要指标，因为它代表可用于投资于增长举措、按计划偿还债务本金、偿还到期债务、支付普通股股息或回购普通股的现金数量。营运资本的变化不包括在内，因此FFO和FCF不会被我们认为是临时性的变化所扭曲，反映了季节性因素和收付时间的影响。FCF是非国际财务报告准则的衡量标准。

非国际财务报告准则比率

每股FFO、每股FCF和调整后净债务与调整后EBITDA的比率是MD&A中列出的非IFRS比率。有关更多信息，请参阅本MD&A中运营到FFO和FCF的现金流调节以及关键的非IFRS财务比率部分。

每股FFO和每股FCF

每股FFO和每股FCF均采用期内已发行普通股的加权平均数计算。每股FFO和每股FCF均为非国际财务报告准则比率。

补充财政措施

按比例列示TransAlta可再生能源、非综合经调整EBITDA、非综合FFO及非综合经调整EBITDA至非综合FFO的财务重点乃本公司用以在非综合基础上呈列经调整EBITDA的补充财务措施。有关更多信息，请参阅本MD&A的TransAlta可再生能源比例财务要点和关键的非IFRS财务比率部分。

披露的艾伯塔省电力投资组合指标也是用于显示艾伯塔省市场毛利率的补充财务指标。有关更多信息，请参阅本MD&A的艾伯塔省电力投资组合部分。

按分部合并基础上的非国际财务报告准则计量对账

下表按部门反映了调整后的EBITDA，并对截至2022年12月31日的三个月的所得税前收益(亏损)进行了对账：

(1)Skookumchuck风能设施已按比例计入风能和太阳能部分。

(2)根据国际财务报告准则，调整后的EBITDA没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的其他IFRS计量和非IFRS计量部分。

下表按部门反映了调整后的EBITDA，并对截至2021年12月31日的三个月的所得税前收益(亏损)进行了对账：

(1)Skookumchuck风能设施已按比例计入风能和太阳能部分。

(2)2022年，我们调整后的EBITDA构成进行了调整，以计入通过与同一交易对手抵消头寸而有效结算的平仓的影响，以反映资产和能源营销部门在交易发生期间的表现。

(3)2021年，600万美元从OM&A重新分类为燃料和购买电力，用于水电部门的电站服务成本。

(4)根据国际财务报告准则，调整后的EBITDA没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的其他IFRS计量和非IFRS计量部分。

对从运营到FFO和FCF的现金流的调节

下表核对了截至2022年12月31日和2021年12月31日的三个月我们从经营活动到我们的FFO和FCF的现金流：

(1)包括我们应占Skookumchuck风电设施的金额，Skookumchuck风电设施是一家股权会计合资企业。

(2)2022年包括与2021年确认的繁重合同有关的金额。2021年包括减记我们煤炭业务的零部件和材料库存和煤炭库存，以及与繁重合同和合同终止处罚相关的金额。

(3)其他包括生产税收抵免，这是对股权债务的减税，减去来自股权会计合资企业的分配。

(4)这些项目在《国际财务报告准则》中没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的其他IFRS计量和非IFRS计量部分。

下表提供了截至2022年和2021年12月31日的三个月我们调整后的EBITDA与我们的FFO和FCF的对账：

(1)经调整的EBITDA在本MD&A的附加IFRS计量和非IFRS计量部分定义，并与上述所得税前收益(亏损)进行核对。

(2)这些项目在《国际财务报告准则》中没有定义，也没有标准化的含义。FFO和FCF在本MD&A的附加IFRS计量和非IFRS计量一节中定义，并与上述经营活动的现金流量进行调节。

(3)包括我们应占的Skookumchuck风能设施的金额，Skookumchuck风能设施是一家股权会计合资企业。

按分部合并基础上的非国际财务报告准则计量对账

下表按部门反映了调整后的EBITDA，并对截至2022年12月31日的一年的所得税前收益(亏损)进行了对账：

(1)Skookumchuck风能设施已按比例计入风能和太阳能部分。

(2)根据国际财务报告准则，调整后的EBITDA没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的其他IFRS计量和非IFRS计量部分。

下表按部门反映了调整后的EBITDA，并对截至2021年12月31日的一年的所得税前收益(亏损)进行了对账：