TRANSALTA

管理层的讨论与分析

2023 年第二季度报告

本管理层的讨论与分析（“MD&A”）包含前瞻性陈述。这些陈述基于某些估计和假设，涉及风险和不确定性。实际结果可能存在重大差异。有关更多信息，请参阅本MD&A的前瞻性陈述部分。

目录

本MD&A应与TransAlta Corporation截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月未经审计的中期简明合并财务报表一起阅读，还应与我们的2022年年度综合报告中包含的经审计的年度合并财务报表和MD&A（“2022年年度MD&A”）一起阅读。在本MD&A中，除非上下文另有要求，否则，“我们”、“我们”、“公司” 和 “TransAlta” 是指TransAlta公司及其子公司。我们未经审计的中期简明合并财务报表是根据国际会计准则理事会（“IASB”）发布并于2023年6月30日生效的《国际财务报告准则》（“IAS”）《国际会计准则》（“IAS”）34号加拿大公开问责企业中期财务报告编制的。除非另有说明，否则以下讨论中的所有表格金额均以百万加元为单位。本MD&A的日期为2023年8月3日。有关TransAlta的更多信息，包括我们截至2022年12月31日止年度的年度信息表（“AIF”），可在SEDAR上查阅，网址为www.sedarplus.ca、EDGAR的www.sec.gov和我们的网站www.transalta.com。本网站上的信息或与本网站相关的信息并未以引用方式纳入此处。

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（“美国”）证券法（包括1995年《美国私人证券诉讼改革法》）所指的 “前瞻性陈述”（此处统称为 “前瞻性陈述”）。所有前瞻性陈述均基于我们的信念和假设，这些假设基于做出假设时可用的信息、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，以及在这种情况下认为适当的其他因素。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”、“会”、“将”、“应该”、“相信”、“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”、“预见”、“潜力”、“继续” 或其他类似短语来识别术语。这些陈述不能保证我们未来的业绩、事件或业绩，受风险、不确定性和其他重要因素的影响，这些因素可能导致我们的实际业绩、事件或结果与前瞻性陈述中列出或暗示的表现存在重大差异。

特别是，本MD&A包含前瞻性陈述，包括但不限于与以下内容有关的陈述：公司收购TransAlta Renewables Inc.（“TransAlta Renewables”）根据2023年7月10日的最终安排协议尚未归TransAlta Renewables Inc.（“TransAlta Renewables”）的所有已发行普通股，包括此类交易的好处以及此类交易的时间和完成情况；我们的清洁电力增长计划和实现2千兆目标的能力增量清洁电力容量的瓦特（“GW”）估计资本投资为36亿美元，预计将实现年均息税折旧摊销前利润增至3.15亿美元；将公司的早期开发项目扩大至5吉瓦；推进418兆瓦的后期项目；公司在建项目，包括商业运营时间、预期的年度息税折旧摊销前利润和相关成本，包括地平线山风电项目、怀特罗克风能项目、北方金矿太阳能项目项目、花园平原风电项目和基思山 132kV输电扩张；开发处于早期阶段的帐篷山可再生能源综合体；到2025年底，可再生能源产生的息税折旧摊销前利润比例；实现2023年展望（定义见下文），包括调整后的息税折旧摊销前利润、自由现金流、年化每股分红和维持资本；艾伯塔省、安大略省和太平洋西北地区的预期电价；预测的AECO天然气价格；2023年剩余时间以及对冲假设 2024 年和 2025 年，包括与产量和价格有关的；公司的通过其NCIB提高股东价值的能力（定义见下文）；到2026年将碳排放量从2015年的排放水平减少75％；修复肯特山1号和2号风能设施，包括修复的时间和成本；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资金技术）；减排信用的潜在价值；业务的周期性，包括与维护成本、生产和负荷有关的周期性；对再融资债务的预期；以及公司继续保持充足的流动性。

本MD&A中包含的前瞻性陈述基于许多假设，包括但不限于以下假设：除了已经宣布的法律和法规外，适用法律和法规没有重大变化；燃料和购电成本没有重大变化；对长期投资和信贷市场没有重大不利影响；电价和套期保值假设没有重大变化，包括2023年艾伯塔省现货价格为每兆瓦时150美元至170美元，哥伦比亚中部现货价格为90美元 2023 年每兆瓦时 100 美元，AECO 天然气2023年每吉焦耳的价格为2.50美元；2023年对冲交易量和价格；2023年维持资本为1.4亿美元至1.7亿美元；2023年能源营销毛利率为1.3亿美元至1.5亿美元；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恢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；以及公司的债务和信用评级没有重大变化。

前瞻性陈述存在许多重大风险和不确定性，这些风险和不确定性可能导致实际计划、业绩、业绩或结果与当前预期存在重大差异。可能对本MD&A中包含的前瞻性陈述所表达或暗示的内容产生不利影响的因素包括：与TransAlta Renewables达成协议的完成和时机；公司和TransAlta Renewables及时获得必要的监管机构、法院、股东、证券交易所和其他第三方批准以及满足达成协议的其他条件的能力；电价波动，包括艾伯塔省、安大略省和哥伦比亚中部的商户定价；减少生产；获得资本的机会受到限制和借贷成本增加，包括在合理条件下筹集债务、股权或税收权益（如适用）遇到任何困难；劳动力供应减少，无法继续为我们的运营和设施配备人员；供应链中断，包括我们获得必要设备的能力；不可抗力索赔；我们在预期的时间表上获得监管和任何其他第三方批准的能力，或就我们的增长项目获得监管和任何其他第三方批准的能力；长期承诺关于天然气运输随着时间的推移，容量可能无法得到充分利用；与开发和建设项目相关的风险，包括与资本成本增加、许可、劳动力和工程风险、与承包商的纠纷以及此类项目的施工或投产可能延迟有关的风险；加元兑美元和澳元的重大波动；短期和长期电力供应和需求的变化；交易对手信用风险以及我们应收账款中任何更高的亏损率；实现我们的环境、社会和治理（“ESG”）目标；资产减值和/或减记；对我们的信息技术系统和内部控制系统的不利影响，包括网络安全威胁；大宗商品风险管理和能源交易风险，包括公司与套期保值和交易程序相关的风险管理工具在防范重大损失方面的有效性；我们有能力承包我们这一代人以获得预期回报的价格并在合同到期时更换合同；变更我们运营所在司法管辖区的立法、监管和政治环境；环境要求和这些要求的变化或负债；输电和配电中断；天气的影响，包括人为或自然灾害以及其他与气候变化相关的风险；成本增加；发电机组相对效率或容量因素的降低；所需的燃料来源中断，包括天然气、煤炭、水、太阳能或风能资源操作我们的设施；运营风险、计划外停机和设备故障，以及我们以具有成本效益或及时的方式进行或已经完成任何维修的能力，包括修复和更换肯特希尔斯1号和2号风力发电设施的涡轮机基础的能力；一般经济风险，包括股票市场恶化、利率上升或通货膨胀率上升；未能达到财务预期；国内和国际经济和政治总体发展；武装敌对行动，包括战争在乌克兰的影响及相关影响；恐怖主义的威胁；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；证券的结构从属关系；公共卫生危机风险；保险范围不足或不可用；我们的所得税准备金和任何重新评估风险；涉及公司的法律、监管和合同纠纷及诉讼；对关键人员的依赖；以及劳资关系问题。除其他外，我们在2022年度MD&A的治理和风险管理部分以及截至2022年12月31日止年度的AIF中的风险因素部分对上述风险因素进行了更详细的描述。

敦促读者在评估前瞻性陈述时仔细考虑这些因素，这些陈述仅反映公司截至本文发布之日的预期，并提醒读者不要过分依赖这些因素。本文件中包含的前瞻性陈述仅截至本文发布之日作出，除非适用法律要求，否则我们不承诺公开更新这些前瞻性陈述以反映新信息、未来事件或其他情况。此处包含的财务展望的目的是向读者提供有关管理层当前预期和计划的信息，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，前瞻性陈述的发生程度或时间可能与我们描述的不同，也可能根本不出现。我们无法保证会取得预期的结果或事件。

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机之一，拥有超过112年的运营经验。我们拥有、运营和管理地域多元化的资产组合，利用包括水、风能、太阳能、天然气和动力煤在内的各种投入资源。我们是加拿大最大的风力发电生产商之一，也是艾伯塔省最大的水力发电生产商。

下表提供了截至2023年6月30日我们在运营地区对设施的合并所有权：

(1) 合并报告的总装机容量代表设施的100％产出。风能和太阳能板块的容量数字包括肯特山风能设施的100％；天然气包括渥太华和温莎设施的100％、Poplar Creek设施的100％、希尔内斯设施的50％和萨斯喀彻温堡设施的60％。截至2023年6月30日，总装机容量不包括花园平原风电项目。

(2) 艾伯塔省水电公司和某些天然气和风能资产的加权平均合同期限为零，因为它们主要在艾伯塔省市场上以商业形式运营。Garden Plain风电项目已全面签约，但在全面投入使用之前，不会计入加权平均合同期限。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采用加权平均剩余合同寿命。

(4) 加权平均剩余合同寿命与麦克布赖德湖（38 兆瓦）、Windrise（206 兆瓦）、Poplar Creek（115 兆瓦）和萨斯喀彻温堡（71 兆瓦）的合同期限有关，其余风能和天然气设施在艾伯塔省市场上以商业方式运营。

亮点

合并财务摘要

(1) 根据国际财务报告准则，这些项目没有定义，也没有标准含义。逐期列出这些项目使管理层和投资者能够更轻松地评估收益（亏损）趋势，将其与前一时期的业绩进行比较。有关这些项目的进一步讨论，包括与根据国际财务报告准则计算的衡量标准的对账（如适用），请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营业绩部分。另请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(2) 申报的A、B、C、E和G系列优先股分红的加权平均值。由于股息申报的时间和季度浮动利率，申报的股息因时期而异。

(3) 每股运营资金（“FFO”）和每股自由现金流（“FCF”）是使用该期间已发行普通股的加权平均数计算得出的。2023年6月30日已发行普通股的加权平均数为2.66亿股（2022年6月30日——2.71亿股）。有关这些非国际财务报告准则比率的目的，请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(4) 合并净负债总额包括长期债务，包括流动债务、信贷额度、可交换证券、美国税收股权融资和租赁负债，扣除可用现金和现金等价物、我们子公司TransAlta OCP LP（“TransAlta OCP”）的限制性现金的本金部分以及债务经济对冲工具的公允价值。有关合并净负债总额构成的更多详细信息，请参阅本MD&A财务资本部分的表格。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，公司在以艾伯塔省天然气和水电板块为首的艾伯塔省电力投资组合中表现出强劲的表现，这得益于更高的定价环境、降水和积雪融化增加导致水电板块产量的增加、燃料商品价格的下跌以及导致毛利率提高的有利对冲影响。这些因素促进了投资组合的整体业绩，共同证明了我们在艾伯塔省的战略多元化机队的价值及其在动态市场条件下创造现金流的能力。由于北美市场的实物和金融电力和天然气产品的短期交易，能源营销板块今年迄今为止的业绩也超出了预期。能源营销团队能够利用我们交易市场的短期波动，而无需对业务部门的风险状况进行实质性改变。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的可用性分别为84.6％和88.2％，而2022年同期分别为87.3％和88.2％。在截至2023年6月30日的三个月中，调整后的可用性下降是由于水电和天然气板块的计划停电次数增加，但能源转型板块的计划停电次数减少以及风能和太阳能板块的Windrise风能设施业绩改善部分抵消了这一点。截至2023年6月30日的六个月中，调整后的可用性与2022年同期持平。

截至2023年6月30日的三个月中，产量为4596千兆瓦时（“GWh”），而2022年同期为4,461吉瓦时。产量的增加主要是由于市场需求增加、能源转型板块的可用性提高以及艾伯塔省水电资产的水资源增加。截至2023年6月30日的六个月中，产量为10,568吉瓦时，而2022年同期为9,820吉瓦时。产量的增长主要是由于艾伯塔省和太平洋西北地区天然气和能源转型板块的市场状况分别走强，以及能源转型板块调整后的可用性增加。截至2023年6月30日的三个月和六个月的产量被所有地区的风能和太阳能资源减少所部分抵消。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，收入与2022年同期相比分别增加了1.67亿美元和5.21亿美元，这主要是由于艾伯塔省电力市场和太平洋西北地区的已实现能源价格上涨，水电板块已实现的辅助服务价格上涨以及能源转型板块和水电板块的产量增加。由于资源减少、环境属性销售减少以及水电板块辅助销量减少，风能和太阳能产量下降部分抵消了这一点。在截至2023年6月30日的六个月中，我们的艾伯塔省商用天然气资产走强的市场状况对收入产生了有利影响。截至2023年6月30日的六个月中，能源营销收入有所增加，这主要是由于在北美所有放松管制的市场上进行了实物和金融电力和天然气产品的短期交易。

截至2023年6月30日的三个月中，燃料和购电成本与2022年同期相比下降了4,300万美元，这得益于天然气板块的天然气大宗商品价格下跌，但能源转型板块的燃料使用量增加部分抵消了这一点。截至2023年6月30日的六个月中，燃料和购置电力成本与2022年同期相比增加了4,400万美元，这主要是由于能源转型板块在计划停电期间为履行合同义务而产生的购买电力成本增加，能源转型板块和天然气板块的燃料使用量增加，但天然气板块的天然气大宗商品价格下跌部分抵消了这一点。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，碳合规成本与2022年同期相比分别增加了1,600万美元和2900万美元，这主要是由于每吨碳价格上涨以及使用前几个时期的排放抵免额来偿还我们的部分温室气体债务，这两个时期的2022年成本都减少了1200万美元。此外，在截至2023年6月30日的六个月中，碳合规成本因天然气板块产量的增加而进一步增加。

与2022年同期相比，截至2023年6月30日的三个月和六个月的运营、维护和管理（“OM&A”）费用分别增加了1,700万美元和2900万美元。OM&A支出增加的主要原因是战略和增长计划支出增加、通货膨胀压力导致的成本增加以及与绩效相关的应计激励金增加。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别增加了1.08亿美元和3.52亿美元。增长的主要原因是艾伯塔省电力投资组合的收入增加，这是主要由天然气和水电设施实现的商业价格上涨所致。水电板块还受益于艾伯塔省市场辅助服务价格的上涨。由于商户定价上涨和产量增加，以及天然气板块投入成本降低，能源转型板块收入增加，调整后的息税折旧摊销前利润进一步提高。天然气板块的碳合规成本增加、风能和太阳能板块的产量下降以及企业板块的OM&A增加部分抵消了这些增长。本MD&A的分部财务业绩和经营业绩部分讨论了分段调整后的息税折旧摊销前利润的变化。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，所得税前收益（亏损）与2022年同期相比分别增加了1.01亿美元和2.42亿美元。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，归属于普通股股东的净收益（亏损）分别为6200万美元和3.56亿美元，而2022年同期的净亏损为8000万美元，净收益为1.06亿美元。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，公司受益于更高的收入、较低的天然气价格、更高的所得税回收率，这主要是由于第二季度内部重组已实现的当前所得税优惠以及更高的资产减值逆转。2022年第三季度某些设施的使用寿命加快导致的折旧增加、通过排放抵免额部分偿还前一年的债务而导致的碳合规成本增加、与企业和能源营销部门相关的OM&A成本增加以及分配给非控股权益的净收益增加，部分抵消了这一点。在截至2023年6月30日的六个月中，天然气板块的产量增加，导致燃料使用量增加，碳合规成本增加，而能源转型板块在计划停电期间的电力购买量也更高。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，来自经营活动的现金流与2022年同期相比分别增加了1.4亿美元和1.51亿美元，这主要是由于扣除风险管理活动未实现损益后的收入增加。营运资金的不利变化增加、燃料和购置电力、OM&A和碳合规成本的增加部分抵消了这一点。

FCF是公司的主要财务指标之一，截至2023年6月30日的三个月和六个月中，总额分别为2.78亿美元和5.41亿美元，而2022年同期分别为1.45亿美元和2.53亿美元。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，分别增加了1.33亿美元和2.88亿美元，这主要是由于调整后的息税折旧摊销前利润增加、利息支出减少的主要原因是利息收入增加所致、建筑资本支出资本化利息增加以及2023年第二季度当前所得税回收导致的所得税支出减少。与2022年相比，向子公司非控股权益支付的分配增加、持续资本支出增加和已实现外汇亏损的增加部分抵消了这一点。

重大事件和后续事件

TransAlta 公司将收购 TransAlta 可再生能源公司，以简化结构并增强战略地位

2023年7月10日，公司与TransAlta Renewables签订了最终安排协议（“安排协议”），根据该协议，公司将收购TransAlta及其某些关联公司尚未直接或间接拥有的TransAlta Renewables的所有已发行普通股，但须获得TransAlta Renewables股东的批准。

该交易将为合并后的公司的股东提供单一的战略和明确而有吸引力的长期增长机会，并进一步明确清洁电力增长计划的执行。TransAlta Renewables的股东将受益于公平的报价，该报价反映了诱人的溢价、明确而可持续的前进道路、扩大资产池的所有权以及对艾伯塔省电力市场的投资机会。对于TransAlta股东而言，该交易将增强公司的战略地位、可持续和有吸引力的过渡指标，增加流动性和协同效应，同时保持公司的财务实力。

根据安排协议的条款，经每位TransAlta Renewables普通股持有人选择，TransAlta Renewables的每股普通股将兑换（i）TransAlta的1.0337股普通股或（ii）13.00美元的现金。应付给TransAlta Renewables股东的对价须按比例分配，其基础是可以向TransAlta Renewables股东发行的最大总数为46,441,779股，最高总现金额为8亿美元。

根据截至2023年7月10日多伦多证券交易所（“多伦多证券交易所”）TransAlta Renewables股票的收盘价，应支付给TransAlta Renewables股东的对价溢价为18.3％，与截至2023年7月10日的TransAlta Renewables20天成交量加权平均每股价格相比，溢价13.6％。截至2023年7月10日，支付给TransAlta Renewables股东的总对价为14亿美元，其中8亿美元将以现金支付，剩余的余额为TransAlta的普通股。合并后的公司将以TransAlta的名义运营，并继续在多伦多证券交易所和纽约证券交易所（“NYSE”）上市，代码分别为 “TA” 和 “TAC”。

讨论该交易的TransAlta Renewables股东特别会议将于2023年9月26日左右举行。如果获得所有批准并满足其他成交条件，则该交易预计将于2023年10月初完成。

普通课程发行人出价

2023年5月26日，多伦多证券交易所接受了公司提交的通知，要求对部分普通股实施正常发行人出价（“NCIB”）。根据NCIB的规定，TransAlta最多可以回购1400万股普通股，约占截至2023年5月17日其公开上市普通股的7.29％。根据现行市场价格，可以通过多伦多证券交易所和任何其他加拿大普通股交易平台上的公开市场交易进行NCIB下的购买。在NCIB下购买的任何普通股都将被取消。TransAlta获准根据NCIB进行购买的期限从2023年5月31日开始，到2024年5月30日结束，或者根据NCIB或NCIB购买的最大普通股数量的较早日期将在公司选择后终止。

NCIB为公司提供了资本配置替代方案，以期确保长期股东价值。TransAlta董事会和管理层认为，普通股的市场价格有时可能无法反映基础价值，根据NCIB购买普通股以供注销可能会为提高股东价值提供机会。

年度股东大会

2023年4月28日，公司举行了年度股东大会。所有董事提名人均当选为董事会成员，包括董事会新成员坎迪斯·麦吉本。该公司在所有其他业务项目上也获得了大力支持，包括按薪支付和公司股票单位计划的拟议修正案。

自动股票购买计划

2023年3月27日，公司签订了自动股票购买计划（“ASPP”），以促进根据先前宣布的NCIB回购TransAlta的普通股。

根据ASPP，该公司的经纪人购买了2943,600股普通股。ASPP 于 2023 年 5 月 30 日终止。根据ASPP收购的所有普通股均被取消。

在截至2023年6月30日的六个月中，公司共购买和取消了6,112,900股普通股，包括根据ASPP购买的普通股，平均每股普通股价格为11.62美元，总成本为7,100万美元。

帐篷山抽水电开发项目

2023年4月24日，公司从蒙特姆资源有限公司（“Montem”）手中收购了位于艾伯塔省西南部的帐篷山可再生能源综合体（“帐篷山”）50％的权益，这是一个早期的320兆瓦抽水力储能开发项目。此次收购包括与抽水电开发项目相关的土地权、固定资产和知识产权。该公司在交易完成时向Montem支付了约800万美元，根据具体开发和商业里程碑的实现，可能会向Montem额外支付高达1,700万美元（约合2500万美元）的或有付款。该公司和Montem在特殊目的合作伙伴关系下拥有帐篷山项目，该项目由该公司共同管理，该公司担任项目开发商。该伙伴关系正在积极寻求有关该设施产生的能源和环境属性的承购协议。

有关影响上一年度和本年度业绩的重大事件，请参阅我们的2022年年度综合报告中的经审计的2022年年度合并财务报表以及截至2023年6月30日的三个月和六个月的未经审计的中期简明合并财务报表。

细分财务业绩和经营业绩

分段信息的编制基础与公司管理业务、评估财务业绩和做出关键运营决策的基础相同。

下表反映了我们每个分部的合并财务信息的生成和汇总情况：

(1) 长期平均产量（“LTA发电量（GWh）”）是根据我们截至2023年6月30日的投资组合按年计算得出的，根据我们的仿真模型根据通常超过25年的历史资源数据预测的平均年能源产量。不考虑用于能源转型的长期协议发电量（GWh），因为我们目前正在过渡这些机组，预计它们将在2025年底之前淘汰，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条件和商户需求。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，风能和太阳能长期协议发电量（GWh）约为1,009吉瓦时和2326吉瓦时，不包括目前未投入运营的肯特山1号和2号风能设施。

(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业绩变异性的重要因素的影响。在短期内，水电、风能和太阳能各细分市场的条件将因时期而异，随着时间的推移，设施的产量将继续保持长期平均水平，而长期平均水平已被证明是衡量绩效的可靠指标。

(3) 根据国际财务报告准则，该项目未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

水电

			截至六月三十日止三个月						截至 6 月 30 日的 6 个月
			2023			2022			2023			2022
总装机容量 (MW) (1)			922			925			922			925
LTA (GWh) (2)			593			596			995			1,004
可用性 (%)			94.8			95.5			94.4			96.1
制作
合同产量 (GWh)			119			127			142			163
商户产量 (GWh)			497			406			780			742
总能源产量 (GWh)			616			533			922			905
辅助服务量 (GWh) (3)			570			785			1,213			1,527
艾伯塔省水电资产收入 (4) (5)			95			53			166			89
其他水电资产和其他收入 (4) (6)			18			15			24			22
艾伯塔省水电辅助服务收入 (3)			53			37			92			70
环境属性收入			1			—			9			1
收入 (7)			167			105			291			182
燃料和购买的电力			5			6			10			10
毛利率 (8)			162			99			281			172
OM&A			14			10			26			21
税收，所得税除外			1			1			2			2
调整后的息税折旧摊销前利润 (8)			147			88			253			149
补充信息：
每兆瓦时总收入
艾伯塔省水电资产能源（美元/兆瓦时）(4) (5)			201			131			222			121
艾伯塔省水电资产附属（美元/兆瓦时）(3)			94			47			76			46
维持资本			8			6			14			12

(1) 在2022年第四季度，公司完成了对两项水电资产的出售，导致容量减少了3兆瓦。

(2) 对2022年长期协议进行了修订，使其与2023年使用的计算方法保持一致。

(3) AESO 综合权威文件术语表中描述的辅助服务。

(4) 艾伯塔省水电资产包括位于鲍尔河和北萨斯喀彻温河系的13个水电设施。其他水电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。

(5) 该公司在2023年第一季度进行了远期套期保值，这些套期保值已包含在艾伯塔省水电资产收入中。

(6) 其他收入包括来自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签订的防洪协议和 black Start 服务。

(7) 有关调整后息税折旧摊销前利润中包含的收入调整的详情，请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则和非国际财务报告准则指标部分。

(8) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润和毛利率没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则和非国际财务报告准则指标部分。

截至2023年6月30日的三个月和六个月的可用性与2022年同期相比有所下降，这主要是由于我们的艾伯塔省水电资产计划停电。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，产量与2022年同期相比分别增长了83吉瓦时和17吉瓦时，这要归因于较高的水资源被可用性的减少部分抵消。此外，在截至2023年6月30日的六个月中，与2022年同期相比，我们的艾伯塔省水电资产的结冰限制对产量产生了负面影响。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，辅助服务量与2022年同期相比分别下降了215 GWh和314 GWh，这是由于AESO决定减少通过不列颠哥伦比亚省和蒙大拿州输电互联向艾伯塔省进口的累计量，因此采购的辅助服务量减少了，而且由于径流时机，该公司管理着更高的能源产出

降水。鉴于我们投资组合的灵活性，我们能够通过将这些辅助业务转移到天然气板块来部分抵消这种影响。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别增加了5900万美元和1.04亿美元，这主要是由于艾伯塔省市场的已实现能源和辅助服务价格上涨以及产量增加。截至2023年6月30日的三个月中，能源产量的增加进一步受益于能源产量的增加，但辅助服务量减少带来的收入减少部分抵消了这一点。截至2023年6月30日的六个月中，受益于环境属性的销售增加，公司通过对艾伯塔省水电资产的远期套期保值获得了收入，并实现了对冲策略的收益。这两个时期的OM&A均有所增加，这主要是由于保险成本增加、工资上涨和应计激励以及律师费的增加。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。

由于计划的大坝安全成本增加，截至2023年6月30日的三个月和六个月的维持资本支出比2022年同期增加了200万美元。

风能和太阳能

			截至六月三十日止三个月						截至 6 月 30 日的 6 个月
			2023			2022			2023			2022
总装机容量 (MW) (1)			1,906			1,906			1,906			1,906
LTA (GWh)			1,097			1,121			2,520			2,574
可用性 (%)			87.1			85.7			85.0			82.2
合同产量 (GWh)			631			802			1,502			1,711
商户产量 (GWh)			228			270			554			630
总产量 (GWh)			859			1,072			2,056			2,341
风能和太阳能收入			71			88			173			189
环境属性收入			7			23			20			30
收入 (2)			78			111			193			219
燃料和购买的电力			7			6			16			14
碳合规			—			1			—			1
毛利率 (3)			71			104			177			204
OM&A			18			15			35			31
税收，所得税除外			4			4			7			6
其他营业收入净额 (2)			(1)			(3)			(3)			(10)
调整后的息税折旧摊销前利润 (3)			50			88			138			177
补充信息：
维持资本			3			3			6			7
肯特希尔斯风能修复支出 (4)			21			10			42			10
保险收益-肯特希尔斯			—			(7)			(1)			(7)

(1) 截至2023年6月30日，总装机容量和可用性不包括130兆瓦的花园平原风电项目。

(2) 有关调整后息税折旧摊销前利润中包含的收入和其他净营业收入的调整详情，请参阅本MD&A的额外国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(3) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润和毛利率没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则和非国际财务报告准则指标部分。

(4) 由于支出的特殊性质，肯特希尔斯风能设施修复资本支出与维持资本支出分开，并分开列出。

截至2023年6月30日的三个月和六个月的可用性与2022年同期相比有所提高，这主要是由于Windrise风能设施的性能提高。在截至2023年6月30日的六个月中，由于变压器套管出现制造缺陷，该缺陷已在保修期内进行了维修并得到解决，Windrise工厂在2023年第一季度长时间被迫停机，因此受到了不利影响。截至2023年6月30日的三个月和六个月的可用性都受到肯特希尔斯修复项目的影响

预计将在2023年下半年完全恢复服务。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，经肯特希尔斯长时间停电调整后的可用性分别为98.4％和94.7％，2022年同期的可用性分别为94.0％和93.3％。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，产量与2022年同期相比分别下降了213吉瓦时和285吉瓦时，这主要是由于所有地区的风能和太阳能资源减少，但花园平原风电项目的预调试产量部分抵消了这一点。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别减少了3,800万美元和3,900万美元，这主要是由于风力资源减少、环境属性收入降低、艾伯塔省第二季度已实现商户价格下降以及Windrise风电设施确认的违约金减少导致产量下降。在截至2023年6月30日的六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润的减少被艾伯塔省已实现商户价格的上涨部分抵消。由于工资上涨、保险成本上涨和长期服务协议升级，这两个时期的OM&A均有所增加。

截至2023年6月30日的三个月和六个月的维持资本支出与2022年同期相比持平。

煤气

			截至六月三十日止三个月						截至 6 月 30 日的 6 个月
			2023			2022			2023			2022
总装机容量 (MW)			3,084			3,084			3,084			3,084
可用性 (%)			85.8			93.9			91.1			93.9
合同产量 (GWh)			905			831			1,908			1,771
商户产量 (GWh)			1,649			1,746			3,898			3,486
购买的功率 (GWh)			(39)			(11)			(119)			(26)
总产量 (GWh)			2,515			2,566			5,687			5,231
收入 (1)			320			262			755			553
燃料和购买的电力 (1)			84			146			213			276
碳合规			25			12			57			30
毛利率 (2)			211			104			485			247
OM&A			50			45			91			89
税收，所得税除外			4			4			8			8
其他净营业收入			(9)			(10)			(20)			(20)
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)			166			65			406			170
补充信息：
维持资本：			14			3			17			8

(1) 有关调整后的息税折旧摊销前利润中包含的收入、燃料和购置电力的调整详情，请参阅本MD&A的额外国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(2) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润和毛利率没有定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，可用性与2022年同期相比分别下降了8.1％和2.8％，这主要是由于Sheerness 1号和Keephills3号机组的计划停机时间增加，第二季度圣丹斯电影节6号机组的停机率降低。在截至2023年6月30日的六个月中，公司的计划外停机次数少于去年同期。

截至2023年6月30日的三个月中，产量与2022年同期相比下降了51吉瓦时，这是由于可用性降低，但安大略省合同产量的增加部分抵消了这一影响。截至2023年6月30日的六个月中，产量与2022年同期相比增加了456吉瓦时，这主要是由于我们的艾伯塔省商用天然气资产市场状况走强以及安大略省合同产量增加，但市场状况疲软导致安大略省商用产量下降部分抵消。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别增加了1.01亿美元和2.36亿美元，这主要是由于我们的艾伯塔省天然气的已实现能源价格上涨

扣除套期保值后的商业资产和天然气价格的下跌被较高的碳合规成本以及与澳大利亚计划中的重大维护相关的合同劳动力增加所导致的OM&A增加所部分抵消。截至2023年6月30日的六个月中，受益于阿尔伯塔省市场状况走强导致的产量增加，部分被碳成本和与生产相关的燃料使用量上涨所抵消。

截至2023年6月30日的三个月和六个月的维持资本支出与2022年同期相比分别增加了1,100万美元和900万美元，这主要是由于天然气设施的计划主要维护成本。

能源转型

(1) 针对调度优化进行了调整。

(2) 有关调整后息税折旧摊销前利润中包含的收入调整的详情，请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(3) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润和毛利率没有定义，也没有标准化的含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的可用性与2022年同期相比有所增加，这是由于2023年第二季度Centralia 2号机组的计划停机次数减少以及截至2023年6月30日的六个月中计划外停机次数减少。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，产量与2022年同期相比分别增长了316吉瓦时和560吉瓦时，这主要是由于与商户定价相关的出货量增加以及Centralia 2号机组的可用性提高。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别增加了200万美元和5100万美元，这主要是由于商户定价上涨和产量增加，但燃料使用量的增加部分抵消了这一点。在截至2023年6月30日的六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润受到计划中断期间履行合同义务所需的购买电力成本增加的负面影响。由于圣丹斯电影节第四单元于2022年第一季度退休，OM&A有所下降。

Highvale和Centralia矿山的矿山开垦支出与2022年持平。

由于计划中的重大维护减少，截至2023年6月30日的三个月和六个月的维持资本支出与2022年同期相比分别减少了500万美元。

能源营销

			截至六月三十日止三个月						截至 6 月 30 日的 6 个月
			2023			2022			2023			2022
收入 (1)			49			57			102			81
OM&A			6			7			20			14
调整后的息税折旧摊销前利润 (2)			43			50			82			67

(1) 有关调整后息税折旧摊销前利润中包含的收入调整的详情，请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。

(2) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别减少了700万美元，增加了1,500万美元。今年迄今为止，北美所有放松管制市场的实物和金融电力和天然气产品的短期交易业绩超出了细分市场的预期。该公司得以利用交易市场的短期波动，同时维持业务部门的整体风险状况。

企业

			截至六月三十日止三个月						截至 6 月 30 日的 6 个月
			2023			2022			2023			2022
OM&A			32			23			56			41
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)			(32)			(23)			(56)			(41)
补充信息：
维持资本：			8			3			16			5

(1) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，调整后的息税折旧摊销前利润与2022年同期相比分别减少了900万美元和1,500万美元，这主要是由于反映公司业绩的应计激励金增加、支持战略和增长计划的支出增加以及通货膨胀压力导致的成本增加。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，维持资本支出与2022年同期相比分别增加了500万美元和1,100万美元，这主要是由于与公司总部搬迁相关的租赁权改善和信息技术支出增加。

按细分市场划分的表现以及补充地理信息

下表列出了我们运营所在地区的设施调整后的息税折旧摊销前利润表现：

(1) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。逐期呈现这种情况，使管理层和投资者能够更轻松地评估收益（亏损）趋势，将其与前一时期的业绩进行比较。有关这些项目的进一步讨论，包括与根据国际财务报告准则计算的衡量标准的对账（如适用），请参阅本MD&A的分段财务业绩和经营业绩部分。另请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(2)《圣丹斯电影节》第 4 单元已于 2022 年 3 月 31 日退役。

(3) 能源营销板块调整后的息税折旧摊销前利润被重新归类为艾伯塔省地区，以反映业务所在地。

艾伯塔省电力组合

艾伯塔省的发电能力受市场力量的影响，而不是费率监管。商业发电的电力通过电力批发市场进行清理。电力是根据艾伯塔省电力系统运营商（“AESO”）管理的经济绩效令分配的，该命令基于发电机在实时纯能源市场上出售电力的提议。我们的艾伯塔省商船队在此框架下运营，我们在内部管理电力销售报价。

我们的总装机容量中约有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、风能设施、电池储存设施、热电联产设施和经过改造的天然气热能设施。艾伯塔省电力投资组合中的一些风能和天然气设施根据长期合同运营。燃料类型的多样性推动了投资组合绩效的优化，这有利于投资组合管理并实现营业利润率的最大化。它还为我们提供了产能，这些容量可以作为辅助服务获利，也可以在供应紧张时期分配到能源市场。投资组合中的一部分发电装机容量已被套期保值，以提供现金流的确定性。

(1) 对收入进行了调整，以排除未实现的按市值计价收益或亏损以及已实现的收益和亏损对已平仓交易所头寸的影响，以描述各期内实现的收入。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，艾伯塔省的电力投资组合分别产生了2525吉瓦时和5,680吉瓦时的能源。与2022年同期相比，这分别减少了157吉瓦时和422吉瓦时。在截至2023年6月30日的三个月中，产量下降的主要原因是风力资源减少，以及由于可用性降低，天然气资产的商用产量略有下降，但降水和积雪融化导致的强劲发电量被部分抵消。在截至2023年6月30日的六个月中，由于市场机会的推动，天然气板块的商用产量增加，以及水电板块在2023年第二季度产量的增加，总体发电量有所增加。

截至2023年6月30日的三个月和六个月的毛利率分别为3.02亿美元和6.51亿美元，与2022年同期相比分别增加了1.34亿美元和3.19亿美元。毛利率提高是我们的天然气板块商户价格上涨、水电资产产量和已实现价格强劲以及套期保值的结果。在截至2023年6月30日的六个月中，受益于我们天然气资产的商业产量的增加。

下表提供了该公司在艾伯塔省的电力投资组合的信息：

(1) 艾伯塔省电力投资组合的已实现商用电力价格是公司商用电力销售（不包括长期合同下的资产和辅助收入）和投资组合优化活动除以商用电量总产量得出的平均价格。

(2) 套期保值交易量主要代表天然气板块的产量。

(3) 每兆瓦时的燃料和购买功率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量计算得出的，每兆瓦时的碳合规成本可能包括用于偿还我们部分温室气体碳定价义务的排放抵免额。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每兆瓦时产量的已实现商用电价与2022年同期相比分别上涨了每兆瓦时70美元和每兆瓦时68美元。整个投资组合中已实现的商用电力定价较高是由于市场价格上涨以及我们对所有燃料类型的可用容量的优化。该细分市场的现货价格不包括为减轻不利市场定价的影响而设立的套期保值头寸的收益和亏损。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每兆瓦时产量的燃料和购买电力成本与2022年同期相比分别下降了每兆瓦时26美元和每兆瓦时12美元，这主要是由于天然气价格下跌。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，由于碳合规价格从2022年的每吨50美元上涨至2023年的每吨65美元，每兆瓦时产量的碳合规成本与2022年同期相比增加了7美元。2023年，2022年的碳合规义务以现金结算。2022年，该公司利用排放信用额度来偿还2021年碳合规义务的一部分，从而降低了每兆瓦时的碳成本。

精选季度信息

由于电力市场的性质和相关的燃料成本，我们的业绩是季节性的。较高的维护成本通常发生在预计电价较低的春季和秋季；由于供暖和制冷负荷增加，我们的主要市场的冬季和夏季高峰期电价通常会上涨。由于太平洋西北地区春季径流和降雨导致的水电产量增加，这影响了森特勒利亚的产量，这通常也影响了第二季度的利润率。通常，水力发电设施的大部分电力和收入是在春季融化的积雪开始为流域和河流供水时产生的。相反，在寒冷的冬季，风速历来更大，而在温暖的夏季，风速更低。

(1) 2022年第二季度用于经营活动的现金流为负数，这是由于营运资金的不利变化，这主要是由于我们的抵押品账户变动与大宗商品价格上涨和市场波动有关。

(2) 归属于普通股股东的基本和摊薄后每股收益（亏损）分别使用该期间基本和摊薄后的加权平均流通普通股进行计算。因此，构成该日历年的四个季度的每股收益（亏损）总和有时可能与每股年收益（亏损）有所不同。

在过去八个季度中，归属于普通股股东的净收益（亏损）也受到以下变化和事件的影响：

•2022年和2023年艾伯塔省定价高峰期总体可用性增加以及电价上涨所产生的收入增加；

•2023年降低天然气价格，2022年提高天然气价格；

•2022年和2023年在2021年转换为天然气的单位的天然气消耗量增加；

•2022年的碳成本降低与我们在2022年第二季度向煤炭过渡，以及利用排放抵免额度来偿还部分温室气体债务有关。由于每吨碳成本增加以及2023年第一季度的产量增加，2023年第一和第二季度的碳成本增加；

•从2021年第四季度到2023年第二季度，肯特山1号和2号风力设施的停机时间持续延长。预计长时间的停电将持续到2023年下半年；

•2023年第一和第二季度确认的资产减值冲销的影响，以及所示所有期间资产减值费用和冲销的影响；

•2023年贴现率变化导致报废资产退役准备金变化的影响；

•报废资产退役准备金因所示所有其他期间的估计现金流量和贴现率的变化而产生的影响；

•加快2022年第三季度确认的退出现金流和使用寿命变化的时机；

•肯特希尔斯风电设施单塔故障的保险收益为700万美元，已于2022年第二季度确认；

•在2022年每个季度以及2023年第一和第二季度记录的Windrise风力发电厂的涡轮机可用性低于合同目标的情况下，可以追回的违约金；

•Keephills 1 号机组将于 2021 年第四季度退役，圣丹斯电影节 4 号机组将于 2022 年第一季度退役；

•2021年第四季度收购北卡罗来纳州太阳能设施；

•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号机组的供电项目；

•圣丹斯电影节第五单元将于2021年退役；

•与出售2022年第四季度确认的资产相关的收益以及2021年第三季度出售天然气设备的收益；

•加快关闭Highvale矿山的计划，导致剩余的未来特许权使用费在2021年第三季度被确认为繁重的合同；

•加速关闭Highvale矿，增加了煤炭成本中包含的矿山折旧。2021年第三季度发生的煤炭库存减记；

•2021年第三季度发生的煤炭相关零件和材料库存减记；

•加元兑美元的波动导致我们未被指定为套期保值的以美元计价的长期债务余额出现外汇损益；以及

•当前和未来的税收支出以及各个季度的税前收益的波动。与2022年相比，未来的税收支出有所减少，这主要是由于美国进行了调整，以减轻与税基侵蚀和反避税税（“BEAT”）相关的现金税。

财务状况

下表重点列出了从2022年12月31日至2023年6月30日合并财务状况表的重大变化：

(1) 包括限制性现金、预付费用和持有待售资产。

(2) 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、退役的当期部分和其他准备金、合同负债的当期部分和应付股息。

(4) 包括可交换证券、长期退役和其他准备金、递延所得税负债、合同负债和固定福利债务以及其他长期负债。

TransAlta未经审计的中期简明合并财务状况表的重大变化如下：

营运资金

流动资产从截至2022年12月31日的37.14亿美元减少了11.37亿美元，至2023年6月30日的25.77亿美元，这主要是由于与2022年第四季度确认收入增加和能源营销板块应收账款减少相关的贸易应收账款减少。自年底以来，由于市场价格下降和合同结算降低，风险管理资产减少。此外，现金和现金等价物的减少是由于增长型资本项目支出增加以及在NCIB下购买普通股。在Centralia 2号机组的计划维护中断期间，由于继续收到定期交付的煤炭，库存增加部分抵消了这些减少。

流动负债减少了13.38亿美元，从截至2022年12月31日的28.88亿美元降至2023年6月30日的15.5亿美元，这主要是由于年终应付账款和应计负债的支付，包括2022年温室气体债务的结算、能源营销板块的应计和应付账款减少以及应付所得税的降低。随着4,600万美元的Pingston无追索权债券到期并于2023年5月支付，流动负债也减少了。此外，由于市场价格下跌以及自年底以来的合同结算，持有的抵押品和风险管理负债有所减少。截至2023年6月30日，该公司在净资产状况下持有与衍生工具相关的现金抵押品（2022年12月31日为2.6亿美元）。

截至2023年6月30日，流动资产超过流动负债（包括长期债务和租赁负债的流动部分）为10.27亿美元（2022年12月31日——8.26亿美元）。我们的营运资金增加主要是由于应付账款减少了6.85亿美元，风险管理负债减少了5.02亿美元，这主要是由于市场价格和合同结算的降低。由于2022年第四季度确认收入增加、能源营销板块应收账款减少、风险管理资产减少4.84亿美元（主要来自较低的市场价格和合同结算）以及现金和现金等价物的减少，部分抵消了贸易和其他应收账款的4.91亿美元。

非流动资产

截至2023年6月30日，非流动资产为70.05亿美元，较截至2022年12月31日的70.27亿美元减少了2200万美元。风险管理资产的减少是由于多个市场的市场定价变化和合同结算。这部分被不动产、厂房和设备（“PP＆E”）增加的4.76亿美元所抵消，这主要与花园平原风电项目、怀特罗克风电项目、地平线山风电项目、北金矿太阳能项目、基思山132kv输电扩建、肯特山修复费用和其他计划中的重大维护有关。PP&E的增加还包括对1100万美元的退役和修复成本的修订和增加，以及2,000万美元的资产减值冲销，但被3.39亿美元的折旧所抵消。

非流动负债

截至2023年6月30日，非流动负债为57.59亿美元，较截至2022年12月31日的58.64亿美元减少了1.05亿美元，这主要是由于合同结算和定价导致风险管理负债减少了9,600万美元，与定期偿还债务相关的长期债务和租赁负债减少了2100万美元，以及5400万美元的不利外汇影响，但信贷提款的增加部分抵消了这一影响 8,700万美元的设施。

权益总额

截至2023年6月30日，总权益增加2.84亿美元，这是由于净收益为4.31亿美元，现金流套期保值衍生品收益为8,400万美元，但部分被非控股权益分配（1.29亿美元）、NCIB下的7,100万美元股票回购以及普通股和优先股申报的2700万美元分红所抵消。

金融资本

公司致力于维持强劲的资产负债表和财务状况，以确保获得足够的金融资本。

资本结构

我们的资本结构由以下部分组成，如下所示：

(1) 现金及现金等价物扣除银行透支。

(2) 包括与TransAlta OCP无追索权债券相关的TransAlta OCP限制性现金的本金部分，因为该现金仅限于偿还未偿债务，还包括债务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) 根据《国际财务报告准则》，这些项目没有定义，也没有标准含义。有关进一步讨论，包括与根据国际财务报告准则计算的衡量标准的对账，请参阅本管理层会议和分析的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

(4) 包括TransAlta Energy（澳大利亚）私人有限公司持有的9,800万美元（1.12亿澳元）现金，用于TransAlta Renewables未来为澳大利亚增长项目提供资金。

(5) TransAlta Renewables在美国实体中拥有经济利益，其中包括9,000万美元（2022年12月31日——9,500万美元）的美国税收股权融资，以及澳大利亚实体的经济权益，其中包括7.74亿澳元（2022年12月31日——7.86亿澳元）的优先担保票据。

(6) 这些金额不代表股权合资企业Skookumchuck风力发电厂的税收股权融资。

(7) 合并后的净负债总额不包括可交换优先证券，因为它们被视为股权，股息用于信贷目的。

在2023年至2025年之间，我们有7.24亿美元的债务到期，其中包括与定期融资机制相关的4亿美元追索权债务，余额主要与定期无追索权债务偿还有关。7.5亿美元的可交换证券最早可以在2025年1月1日进行交易。

信贷设施

该公司的信贷额度汇总于下表：

(1) TransAlta有义务签发信用证和现金抵押品，以担保对某些方的潜在负债，包括与潜在的环境义务、商品风险管理和套期保值活动、养老金计划债务、建筑项目和购买义务有关的负债。从非承诺贷款中提取的信用证减少了承诺的银团信贷额度下的可用容量。

2023年6月，对TransAlta公司银团信贷额度和TransAlta Renewables银团信贷额度进行了修订，到期日从2026年6月30日延长至2027年6月30日。TransAlta Corporation的双边信贷额度也进行了修订，到期日从2024年6月30日延长至2025年6月30日。

无追索权债务

Melancthon Wolfe Wind LP、TAPC Holdings LP、New Richmond Wind LP、Kent Hills Wind LP、TEC Heldrand Pty LP、Windrise Wind LP和TransAlta OCP LP无追索权债券受惯例融资条件和契约的约束，这些条件和契约可能会限制公司获得设施运营产生的资金的能力。在通过某些分配测试（通常每季度进行一次）后，子公司实体就可以将资金分配给各自的母实体。这些条件包括在分配前达到偿债覆盖率，除肯特希尔斯风能有限责任公司和TAPC Holdings LP外，这些实体在2023年第二季度满足了该比率。在基金会更换工作完成并且TAPC Holdings LP受到2023年更高利率的影响之前，Kent Hills Wind LP无法向其合作伙伴进行任何分配。这些实体自第二季度测试以来积累的资金将一直保留在那里，直到2023年第三季度计算出下一个还本付息覆盖率。截至2023年6月30日，有6500万美元（2022年12月31日——5000万美元）的现金受到这些财务限制的约束。此外，某些无追索权债券要求设立某些储备账户，并通过存款现金和/或提供信用证提供资金。

向资本提供者提供的回报

净利息支出

净利息支出的组成部分如下所示：

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，净利息支出低于2022年同期，这主要是由于增长项目的资本支出增加导致资本化利息增加，以及现金余额增加和利率优惠带来的利息收入。信贷额度借款的利息和准备金的增加部分抵消了这一点。

股本

下表概述了已发行和流通的普通股和优先股：

(1) 布鲁克菲尔德投资4亿美元作为可赎回、可回收的首批优先股的对价。出于会计目的，这些优先股被视为债务，并在合并财务报表中作此披露。

非控股权益

截至2023年6月30日，该公司拥有TransAlta Renewables6％（2022年6月30日——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，股票代码为 “RNW”。TransAlta Renewables持有多元化、高度合约的资产组合，碳强度相对较低。

我们还拥有50.01％的TransAlta Cogeneration, LP（“TACogen”）（2022年6月30日——50.01％），该公司拥有、运营或拥有三个燃气热电联产设施（渥太华、温莎和萨斯喀彻温堡）和一座天然气燃烧设施（Sheerness）。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，因此我们整合了与这些子公司相关的全部收益、资产和负债。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，报告的归属于非控股权益的净收益与2022年同期相比分别增加了1200万美元和3200万美元。与2022年同期相比，归属于非控股权益的TA Cogen净收益分别增加了1200万美元和2,800万美元，这主要是由于艾伯塔省市场的商户价格上涨。

在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，TransAlta Renewables归属于非控股权益的净收益保持不变，与2022年同期相比分别增加了400万美元。截至2023年6月30日的六个月中，这一增长主要是由于资产减值逆转和折旧降低，但收入减少、Windrise风电设施违约金减少、保险收回额减少和OM&A费用增加部分抵消。与TransAlta子公司相关的财务收入有所增加，这是由于今年第一季度来自澳大利亚的股息与去年同期相比有所增加。更多详情请参阅未经审计的中期简明合并财务报表附注8。

2023年7月10日，公司达成协议，收购TransAlta Renewables及其某些关联公司尚未直接或间接拥有的TransAlta Renewables的所有已发行普通股，但须获得TransAlta Renewables股东的批准。有关详细信息，请参阅本 MD&A 的 “重要事件和后续事件” 部分。

其他综合分析

承诺

除了在财务报表其他地方披露的承诺以及在2022年度经审计的财务报表中披露的承诺外，在截至2023年6月30日的六个月中，公司还直接或通过其在联合经营中的权益承担了以下额外的合同承诺。这些协议规定的未来付款大概如下：

传输

该公司签订了多项协议，购买太平洋西北地区的传输网络容量。只要满足提供服务的某些条件，公司承诺以供应商的费率进行传输，无论是立即授予还是将来在建造更多设施后交付。与2022年经审计的年度合并财务报表中披露的金额相比，上表包括传输协议的增量变化。

突发事件

有关当前重大未清意外开支，请参阅2022年经审计的年度合并财务报表附注37。下文介绍了突发事件的重大变化。

水电购买安排（“Hydro PPA”）排放绩效信用

平衡池声称，从2018-2020年（含）起，TransAlta选择将这些设施纳入《碳竞争力激励条例》和《技术创新与减排条例》，因此有权获得艾伯塔水电公司获得的1750,000份排放绩效积分（“EPC”）。有争议的EPC没有记录在案的账面价值，因为它们是内部产生的。平衡池声称拥有EPC的所有权，因为它认为Hydro PPA中的法律变更条款要求将EPC移交给平衡池。TransAlta对此说法提出异议双方已达成保密和解，此事现已得到解决。

Brazeau 设施-考虑水力压裂活动的油井许可证申请

艾伯塔省能源监管机构（“AER”）于2019年5月27日发布了一项地下令，该命令不允许在距离布拉佐设施三公里范围内进行任何水力压裂，但允许在距离布拉佐设施三到五公里范围内的所有地层（杜弗奈除外）进行水力压裂。随后，两家石油和天然气运营商向AER提交了距离布拉佐设施三到五公里范围内的10个油井许可证（包括水力压裂活动）的申请。审理这些申请的监管听证会（第379号程序）原定于2023年2月27日至3月10日举行，但为了允许O'Chiese原住民进行干预并提交意见而延期。虽然我们没有新的听证日期，但我们预计最早将在2023年第四季度听证会。

该公司的立场是，距离布拉佐设施不到五千米的水力压裂活动构成了不可接受的风险，申请应被拒绝。

Brazeau 设施-对艾伯塔省政府的索赔

2022年9月9日，该公司向艾伯塔省国王法院提交了对艾伯塔省政府的索赔声明，要求宣布：（i）在距离布拉佐设施5公里范围内授予矿产租赁违反了公司与艾伯塔省政府1960年达成的协议；（ii）艾伯塔省政府必须赔偿公司因布拉泽附近水力压裂风险而产生的任何费用或损失非盟设施。2022年9月29日，艾伯塔省政府提交了辩护声明，其中除其他外，断言该公司：（i）正试图篡夺艾伯塔省能源监管机构的管辖权，（ii）根据《时效法》（艾伯塔省）已经过时。该试验定于2024年2月26日开始为期两周。

花园平原

该公司的全资子公司Garden Plain I LP聘请了一家外部供应商在艾伯塔省汉纳附近建造花园平原风电项目。该供应商经历了日程安排延迟、施工挑战和严重的成本超支，导致最后期限逾期，并要求赔偿4,900万美元。公司对该索赔提出全部异议，并提出反诉。当事方已启动争议解决程序。

现金流

以下重点介绍了截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中合并现金流量表的重大变化：

截至2023年6月30日的六个月中，来自经营活动的现金与2022年同期相比有所增加，这主要是由于扣除风险管理活动未实现损益后的收入增加。营运资金的不利变化增加、燃料和购置电力、OM&A和碳合规成本的增加部分抵消了这一点。

截至2023年6月30日的六个月中，用于投资活动的现金与2022年同期相比有所下降，这主要是因为：

•用于PP＆E增长项目和肯特希尔斯修复建设活动的现金支出增加（2.75亿美元），但部分抵消了以下因素：

•非现金营运资金的有利变化主要与在建资产的施工应付账款的时间有关（4200万美元）；

•出售不动产、厂房和设备的更高收益（2500万美元）；以及

•年内无形资产增加额减少（1700万美元）。

截至2023年6月30日的六个月中，用于融资活动的现金与2022年同期相比有所下降，这主要是因为：

•增加支付给子公司非控股权益的分配（5,700万美元）；

•NCIB下更高的普通股回购额（5500万美元）；以及

•增加长期债务的还款额（5000万美元），

部分被公司信贷额度下的净借款（8,700万美元）的增加所抵消。

金融工具

有关金融工具的详细信息，请参阅截至2023年6月30日的三个月和六个月经审计的2022年度合并财务报表附注14以及我们截至2023年6月30日的三个月和六个月的未经审计的中期简明合并财务报表附注10和11。

我们可能会进行涉及非标准特征的商品交易，而这些特征没有可观察的市场数据。根据国际财务报告准则，这些工具被定义为三级金融工具。三级金融工具不在活跃市场上交易，因此，公允价值是使用基于内部制定的假设或输入的估值模型制定的。我们的三级公允价值是使用单位可用性、传输拥塞或需求概况等数据确定的。每季度使用合理可能的替代假设作为估值技术的输入来验证公允价值，任何重大差异都会在财务报表附注中披露。

截至2023年6月30日，三级工具的净负债账面价值为3.76亿美元（2022年12月31日——净负债为7.82亿美元）。自2022年12月31日以来，我们的风险管理状况和做法没有重大变化。

其他国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标

国际财务报告准则的另一项衡量标准是与对合并财务报表的理解相关的细列项目、标题或小计，但不是《国际财务报告准则》规定的最低限度项目，或者列报与理解合并财务报表有关但未在合并财务报表的其他地方列报的财务指标。我们在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的未经审计的中期简明合并收益（亏损）报表中包括了标题为 “毛利率” 和 “营业收入（亏损）” 的细列项目。列出这些细列项目可以让管理层和投资者衡量持续的经营业绩，并且可以随时进行比较。

我们使用多种财务指标来评估我们的业绩和业务部门的业绩，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。除非另有说明，否则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经审计的2022年年度合并财务报表以及截至2023年6月30日的三个月和六个月的未经审计的中期简明合并收益（亏损）报表。我们认为，这些非国际财务报告准则金额、衡量标准和比率，加上我们的国际财务报告准则金额，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金额、衡量标准和比率没有标准含义。它们不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相提并论，不应将其与我们的国际财务报告准则业绩分开来看待，也不应将其视为替代业绩，或比其更有意义。

非国际财务报告准则财务指标

调整后的息税折旧摊销前利润、FFO、FCF、净负债总额、合并净负债总额和调整后净负债均为本MD&A中列出的非国际财务报告准则指标。有关更多信息，包括此类非国际财务报告准则指标与最具可比性的国际财务报告准则指标的对账情况，请参阅本MD&A的分部财务业绩和经营业绩、精选季度信息、金融资本和主要非国际财务报告准则财务比率部分 S 措施。

调整后 EBITDA

每个业务部门都对以调整后的息税折旧摊销前利润衡量的经营业绩承担责任。调整后的息税折旧摊销前利润是管理层的重要指标，代表我们的核心业务盈利能力。利息、税款、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业绩。此外，为了更好地评估结果，进行了某些改叙和调整，但不包括那些可能无法反映当前业务业绩的项目。该演示文稿可能有助于读者分析趋势。

以下是对所做调整的描述。

收入调整

•根据国际财务报告准则，我们在加拿大和澳大利亚拥有的某些资产已完全签订合同并记录为融资租赁。我们认为，更合适的做法是将我们在合同下收到的款项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账款的减少。

•调整后的息税折旧摊销前利润进行了调整，以排除未实现的按市值计价收益或亏损以及未实现的外汇收益或亏损对大宗商品交易的影响。

•通过抵消头寸结算期间记录的交易所头寸，对与已平仓头寸相关的收益和亏损进行了调整。

调整燃料和购买的电力

•在2017年7月南黑德兰工厂投入使用时，我们预付了约7400万美元的输电和配电费用。利息收入记录在预付资金中。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，以反映业务的净成本。

对其他营业收入净额的调整

•与肯特希尔斯大厦倒塌相关的保险追回款不包括在内，因为这些金额与投资活动有关，不能反映持续的业务表现。

除利息、税项、折旧和摊销外，对收益（亏损）的调整

•资产减值费用和冲销不包括在内，因为这些会计调整会影响折旧和摊销，并不反映持续的业务表现。

•资产出售的任何收益或损失或外汇收益或亏损均不包括在内，因为这些不属于营业收入的一部分。

权益类投资的调整

•在2020年第四季度，我们收购了Skookumchuck风力发电厂49％的权益，根据国际财务报告准则，该风力发电厂被视为股权投资，我们在净收益中所占的比例在国际财务报告准则收益表中反映为权益收益。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，因此我们在调整后的息税折旧摊销前利润总额中已将Skookumchuck风电设施调整后的息税折旧摊销前利润中所占的比例包括在调整后的息税折旧摊销前利润总额中。此外，在风能和太阳能调整后的业绩中，我们纳入了收入和支出的比例份额，以反映这项投资的全部运营业绩。我们没有将EMG International, LLC调整后的息税折旧摊销前利润计入调整后的息税折旧摊销前利润总额，因为它不代表我们的常规发电业务。

年平均息税折旧摊销前利润

年平均息税折旧摊销前利润是一项具有前瞻性的非国际财务报告准则财务指标，用于显示当前在建项目完工后预计产生的平均年度息税折旧摊销前利润。

运营资金（“FFO”）

FFO是一项重要的指标，因为它代表了营运资金变化之前运营活动产生的现金，并且能够将现金流趋势与前一时期的结果进行比较。FFO是一项非国际财务报告准则的衡量标准。

对运营现金流的调整

•与Skookumchuk风电设施相关的FFO（根据国际财务报告准则，Skookumchuk风电设施被视为股权会计投资，扣除合资企业分配后的权益收益）包含在国际财务报告准则下运营的现金流中。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，因此我们将FFO中的相应份额包括在内。

•对融资租赁应收账款的付款进行了重新分类，以反映运营产生的现金。

•我们对与2020年加速非煤炭化决定和2021年关闭Highvale矿山相关的运营现金中包含的项目进行了调整（“清洁能源转型条款和调整”）。

•已平仓头寸的收到/支付的现金反映在头寸结算期内。

•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免，包括来自股权记账的合资企业的分配。

自由现金流（“FCF”）

FCF是一项重要的指标，因为它代表可用于投资增长计划、定期偿还债务本金、偿还到期债务、支付普通股分红或回购普通股的现金金额。不包括营运资金的变化，因此FFO和FCF不会被我们认为是暂时的变化所扭曲，这些变化反映了季节性因素以及收款时间等的影响。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和调整后的净负债与调整后的息税折旧摊销前利润是MD&A中列报的非国际财务报告准则比率。有关更多信息，请参阅本MD&A的 “运营现金流与FFO和FCF的对账和主要非国际财务报告准则财务比率” 部分。

每股 FFO 和每股 FCF

每股FFO和每股FCF是使用该期间已发行普通股的加权平均数计算得出的。每股FFO和每股FCF是非国际财务报告准则的比率。

补充财务措施

按TransAlta Renewables、拆除合并调整后的息税折旧摊销前利润、合并后的FFO和去合并后的息税折旧摊销前利润按比例列报的财务亮点是补充财务指标，公司使用这些指标在拆除合并的基础上列报调整后的息税折旧摊销前利润。有关更多信息，请参阅本MD&A的 “按比例分列的TransAlta Renewables财务摘要和主要非国际财务报告准则财务比率” 部分。

披露的艾伯塔省电力投资组合指标也是补充财务指标，用于按细分市场显示艾伯塔省市场的毛利率。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。

按分部合并对非国际财务报告准则指标的对账

下表反映了按分部划分的调整后息税折旧摊销前利润，并提供了截至2023年6月30日的三个月的所得税前收益对账情况：

(1) Skookumchuck 风能设施已按比例纳入风能和太阳能板块。

(2) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

下表反映了按分部划分的调整后息税折旧摊销前利润，并提供了截至2022年6月30日的三个月的所得税前亏损对账情况：

(1) Skookumchuck 风能设施已按比例纳入风能和太阳能板块。

(2) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

下表反映了按分部划分的调整后息税折旧摊销前利润，并提供了截至2023年6月30日的六个月的所得税前收益对账情况：

(1) Skookumchuck 风能设施已按比例纳入风能和太阳能板块。

(2) 根据国际财务报告准则，调整后的息税折旧摊销前利润未定义，也没有标准化含义。请参阅本MD&A的附加国际财务报告准则指标和非国际财务报告准则指标部分。

下表反映了按分部划分的调整后息税折旧摊销前利润，并提供了截至2022年6月30日的六个月的所得税前收益对账情况：