https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1174169/000117416923000053/newalgonquinlogo.jpg管理层讨论与分析
阿冈昆电力和公用事业公司(“AQN” 或 “公司” 或 “公司”)的管理层已准备好以下讨论和分析,以提供信息,以帮助其证券持有人了解截至2023年9月30日的三个月和九个月的财务业绩。本管理层讨论与分析(“MD&A”)应与AQN截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月未经审计的中期合并财务报表一起阅读。本MD&A还应与AQN截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的年度合并财务报表一起阅读。这些材料可在 SEDAR+ 上查阅 www.sedarplus.com、EDGAR 上的 www.sec.gov/edgar 和 AQN 网站 www.algonquinpowerandutilities.com 上线。有关AQN的更多信息,包括最新的年度信息表(“AIF”),可在SEDAR+的www.sedarplus.com上找到,也可以在EDGAR上找到,网址为www.sec.gov/edgar。
除非另有说明,否则提供的截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的财务信息是根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制的。因此,该公司的财务信息可能无法与在其他基础上提供财务信息的其他加拿大公司的财务信息进行比较。
除非另有说明,否则所有金额均以美元为单位。我们将任何以加元计价的金额在规定金额之前加上 “C$”。由于四舍五入,本MD&A中的某些金额可能不合计。
此处使用且未另行定义的大写术语的含义与公司最新的AIF中赋予它们的含义相同。
除非另有说明,否则本MD&A基于管理层截至2023年11月10日获得的信息。
内容
关于前瞻性陈述和前瞻性信息的警告
2
关于非公认会计准则措施的注意事项
4
概述和业务战略
6
重要更新
9
外表
9
2023 年第三季度运营业绩
10
2023 年迄今为止的运营业绩
12
2023 年第三季度和年初至今净收益摘要
15
2023 年第三季度和年初至今调整后息税折旧摊销前利润摘要
16
监管服务集团
17
可再生能源集团
27
AQN:公司和其他费用
33
非公认会计准则财务指标
35
不动产、厂场和设备支出汇总
37
流动性和资本储备
39
基于股份的薪酬计划
43
关联方交易
44
企业风险管理
45
季度财务信息
50
披露控制和程序
51
关键会计估计和政策
51

Algonquin 电力与公用事业公司——管理层讨论与分析
1


关于前瞻性陈述和前瞻性信息的警告
本文件可能包含构成加拿大各省和地区适用证券法意义上的 “前瞻性信息” 的陈述,以及此类法律规定的相应政策、法规和规则,或1995年《美国私人证券诉讼改革法》所指的 “前瞻性陈述”(统称为 “前瞻性信息”)。“目标”、“预期”、“相信”、“预算”、“可以”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“时间表”、“应该”、“将”、“寻求”、“努力”、“目标”(以及这些术语的语法变体)以及相似的表达方式通常用于识别前瞻性信息,尽管并非所有前瞻性信息都包含这些识别词。本文件中的具体前瞻性信息包括但不限于与以下内容有关的陈述:预期的未来增长、收益和经营业绩;出售公司可再生能源业务及其对公司的预期影响;流动性、资本资源和运营需求;资金来源,包括信贷额度的充足性和可用性、运营现金流、资本市场融资、资产回收或资产出售计划;正在进行和计划中的收购、处置,项目、计划或其他交易,包括对时机、成本、收益、融资、业绩、所有权结构、监管事宜、在职日期和完成日期的预期;融资计划,包括公司对到2024年底不会进行任何新的普通股融资的预期;对未来宏观经济状况的预期;对公司企业发展活动及其结果的预期;对监管听证会、议案、申诉、上诉的预期批准,包括利率审查及其时机、影响和结果;对公司行使对桑迪岭二期和谢迪奥克斯二期风电设施剩余50%权益的收购期权的预期;对帝国电气系统2.904亿美元支出证券化的预期;对赎回未偿票据的预期;公司能源设施的未来产量、产能和产量;对未来资本投资的预期,包括预期时机、投资计划、资金来源和影响;对法律索赔和纠纷结果的预期;战略和目标;股东分红,包括对股息可持续性的预期以及公司实现目标年度股息支付率的能力的预期;对未来 “绿色机队” 举措的预期;评级机构的信用评级和股票信贷,包括对与计划出售公司可再生能源业务相关的评级监测解决方案的预期;对债务偿还和再融资的预期;实际或拟议的法律、法规和规则对公司的未来影响;客户使用情况变化对监管服务集团收入的预期影响;会计估计;利率,包括利率增加的预期影响;新技术系统和基础设施的实施,包括预期的时机;融资成本;以及货币汇率。所有前瞻性信息均根据适用证券立法的 “安全港” 条款提供。
构成此处包含的前瞻性信息的预测和预测基于某些因素或假设,包括但不限于:获得适用的监管批准和所要求的利率决定;未收到重大负面监管决定和监管稳定预期;没有任何物质设备故障或故障;商业融资的可用性(包括税收股权融资和美国联邦税收抵免的自营货币化交易)公司及其子公司合理的条件和信用评级的稳定性;不存在意想不到的重大负债或未投保损失;商品供应的持续供应和商品价格的稳定;没有利率上涨或货币汇率的重大波动;没有与进口管制和关税有关的重大运营、财务或供应链中断或责任;持续维护系统和设施以确保其持续存在的能力业绩;总体经济、信贷、社会或市场条件没有出现严重和长期的衰退;成功而及时地开发和建设新项目;基本上按照此类收购的预期时间完成待收购;资本项目或融资成本没有超支;流动性和资本资源充足;长期天气模式和趋势持续存在;交易对手没有严重违约;电价的持续竞争力与替代能源相比;实现公司收购和合资企业的预期收益;对公司产生重大负面影响的适用法律、政治条件、公共政策和政府指示没有变化;获得和维持执照和许可证的能力;维持充足的保险范围;市场能源价格没有实质性波动;与税务机关没有重大纠纷或适用税法的变化;继续维护信息技术基础设施,不存在严重的网络安全漏洞;成功实施新的信息技术系统和基础设施;与外部利益相关者的良好关系;良好的劳资关系;公司将能够成功整合新收购的实体,并且在收购之前不会对此类实体产生任何重大不利变化;被收购实体不存在未公开的负债;此类实体将保持建设性态度与适用监管机构的监管关系;公司留住被收购实体关键人员和这些员工的价值;在向公司提供与任何收购有关的过渡服务期间,卖方的业务和事务没有出现不利进展;公司在任何收购完成后偿还负债和履行偿债义务的能力;以及公司成功执行未来 “绿化” 的能力舰队”
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2


举措;以及公司出售其可再生能源业务并从中实现预期收益的能力。
此处包含的前瞻性信息受风险、不确定性和其他因素的影响,这些因素可能导致实际业绩与历史业绩或前瞻性信息预期的结果存在重大差异。可能导致结果或事件与当前预期存在重大差异的因素包括但不限于:总体经济、信贷、社会或市场条件的变化;客户能源使用模式和能源需求的变化;能源市场流动性的减少;全球气候变化;环境负债的产生;自然灾害、疾病、流行病、突发公共卫生事件和其他不可抗力事件及其附带后果,包括经济活动中断,波动率为资本和信贷市场及立法和监管对策;关键设备故障或故障;供应链中断;实施进口管制或关税;信息技术基础设施和其他网络安全措施未能防范数据、隐私和网络安全漏洞;未能成功实施新的信息技术系统和基础设施,成本超支和延迟;物理安全漏洞;关键人员和/或劳动力中断;季节性波动以及天气条件和自然资源供应的可变性;技术发展导致对电力、天然气和水的需求减少;对第三方拥有和运营的输电系统的依赖;土地使用权和公司设施准入方面出现的问题;恐怖袭击;商品和能源价格波动;资本支出;对子公司的依赖;未投保损失的发生;信用评级下调;融资成本增加或准入限制归功于资本市场;通货膨胀;利率的上升和波动以及未能管理信贷和金融工具风险敞口;货币汇率波动;由于现有信贷协议中的契约,财务灵活性受到限制;无法以优惠条件为到期债务再融资;与税务机关发生纠纷或适用税法的变化;未能确定、获取、发展或及时实施服务项目以实现税收抵免价值最大化;要求向事后捐款超过预期就业福利计划;交易对手违约;资产报废义务方面的假设、判断和/或估计不准确;未能维持所需的监管授权;适用法律和法规的变更或未得到遵守;合规计划失败;未能确定实施公司增长战略所必需的有吸引力的收购或开发候选人;未能处置资产(完全或以具有竞争力的价格)为公司的运营和增长计划提供资金;延迟和成本项目设计和施工超支;关键客户流失;未能完成或实现收购或合资企业的预期收益;Atlantica(定义见此处)或第三方合资伙伴以违背公司利益的方式行事;Atlantica普通股市值下跌;设施被政府实体谴责或以其他方式收购;不利于公司利益的外部利益相关者活动增加;价格波动以及公司的流动性普通股和公司的其他证券;未决收购或增长战略对公司提出的重大要求的影响;公司收购的任何实体的潜在未公开负债;完成待收购所需的时间不确定性;未能实现公司的战略目标或实现与收购、处置或其他举措相关的预期收益,包括计划出售公司可再生能源的收益能源业务;因宣布或完成公司可再生能源业务的预定出售而可能产生不良反应或业务关系或与员工的关系发生变化;与计划出售公司可再生能源业务相关的董事会(定义见此处)或管理层注意力转移的风险;公司收购的任何实体的债务;控制权变更和/或现金支付导致的意外支出和/或现金支付购买或销售协议中的终止条款; 以及收购完成后依赖第三方提供某些过渡服务.尽管公司试图确定可能导致实际行动、事件或结果与前瞻性信息中描述的行动、事件或结果存在重大差异的重要因素,但可能还有其他因素导致行动、事件或结果与预期、估计或预期不符。在本次MD&A和公司截至2022年12月31日的三个月和十二个月的MD&A(“年度MD&A”)中,以及公司最新的AIF中的企业风险因素标题下,将更详细地讨论其中一些因素和其他因素。
此处提供的前瞻性信息(包括任何财务展望)的目的是帮助读者了解公司及其在所示时期内的业务、运营、风险、财务业绩、财务状况和现金流,并提供有关管理层当前预期和未来计划的信息,并提醒读者,此类信息可能不适合用于其他目的。此处包含的前瞻性信息是截至本文件发布之日根据管理层截至本文件发布之日的计划、信念、估计、预测、预期、意见和假设得出的。无法保证前瞻性信息会被证明是准确的,因为实际结果和未来事件可能与此类前瞻性信息中的预期存在重大差异。因此,读者不应过分依赖前瞻性信息。尽管随后的事件和事态发展可能导致公司的观点发生变化,但公司不承担任何更新任何前瞻性信息或解释任何重大差异的义务
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在随后的实际事件与此类前瞻性信息之间,适用法律要求的除外。此处包含的所有前瞻性信息均受这些警示性陈述的限制。
关于非公认会计准则措施的注意事项
AQN使用多种财务指标来评估其业务领域的业绩。有些衡量标准是根据美国公认会计原则计算的,而其他衡量标准在美国公认会计原则下没有标准化含义。这些非公认会计准则指标包括非公认会计准则财务指标和非公认会计准则比率,分别定义见加拿大国家仪器52-112非公认会计准则和其他财务指标披露。AQN计算这些衡量标准的方法可能与其他公司使用的方法不同,因此可能无法与其他公司提出的类似衡量标准进行比较。
本MD&A中使用的 “调整后净收益”、“扣除利息、税项、折旧和摊销前的调整后收益”(“调整后的息税折旧摊销前利润”)、“调整后的运营资金”、“净能源销售”、“公用事业净销售额” 和 “部门营业利润” 等术语是非公认会计准则财务指标。下文列出了每项非公认会计准则财务指标的解释,在本MD&A中可以找到与最直接可比的美国公认会计准则指标的对账情况。此外,在本MD&A中,“调整后的净收益” 是按每股普通股列报的。调整后每股普通股净收益是非公认会计准则比率,计算方法是将调整后的净收益除以适用期内已发行普通股的加权平均数。
AQN不为前瞻性非公认会计准则财务指标提供对账,因为AQN无法对调节项目提供有意义或准确的计算或估计,而且如果不付出不合理的努力,就无法获得这些信息。这是因为预测尚未发生、超出AQN控制和/或无法合理预测的各种事件的时间或数量固有的困难,这将影响最直接的前瞻性美国公认会计准则财务指标。出于同样的原因,AQN 无法解决不可用信息的可能重要性。前瞻性非公认会计准则财务指标可能与相应的美国公认会计准则财务指标存在重大差异。
调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的净收益、调整后的运营资金和部门营业利润的构成已与先前在年度MD&A中披露的构成有所不同,不包括资产处置的损益。之所以做出这一改变,是因为管理层不再使用处置资产的损益来评估公司的经营业绩。这些指标的比较数字已针对新组合进行了调整。
调整后 EBITDA
调整后的息税折旧摊销前利润是一种非公认会计准则财务指标,许多投资者使用它根据运营产生现金的能力对公司进行比较。AQN 使用这些计算来监控 AQN 产生的现金金额。AQN使用调整后的息税折旧摊销前利润来评估AQN的经营业绩,但不受(如适用):折旧和摊销费用、所得税支出或追回、收购和过渡成本(包括与可再生能源集团战略审查相关的成本)、某些诉讼费用、利息支出、衍生金融工具的损益、减记无形资产和财产、厂房和设备、不包括Hypothethe的非控股权益的收益按账面价值进行清算(“HLBV”)收入(代表其某些美国风能和美国太阳能发电设施在此期间获得的净税收属性的价值)、非服务养老金和离职后成本、与税收股权融资相关的成本、与管理层继任和高管退休有关的成本、与税法变化导致的上期调整相关的成本、与谴责程序相关的成本、外汇损益、已终止业务的收益或亏损、所持投资价值的变化公平资产处置的价值, 损益以及其他通常是非经常性或不寻常的项目.AQN会根据这些因素进行调整,因为它们可能是非现金的,本质上是不寻常的,也不是管理层用来评估公司经营业绩的因素。AQN认为,这项措施的提出将增强投资者对AQN经营业绩的理解。调整后的息税折旧摊销前利润不代表根据美国公认会计原则确定的经营活动或经营业绩提供的现金,可能会受到这些项目的正面或负面影响。有关调整后息税折旧摊销前利润与净收益的对账情况,请参阅本MD&A第35页开头的非公认会计准则财务指标。
调整后的净收益
调整后的净收益是一种非公认会计准则财务指标,许多投资者使用它来比较运营净收益,这些收益不受某些波动性、主要是非现金项目的影响,这些项目通常对当前经济没有影响,或者收购费用或某些诉讼费用等被认为与公司的经营业绩没有直接关系的项目。AQN使用调整后的净收益来评估其业绩,但不受(如适用):外汇损益、外汇远期合约、利率互换、收购和过渡成本(包括与可再生能源集团战略审查相关的成本)、安排税收股权融资的一次性成本、某些诉讼费用以及无形资产和不动产、厂房和设备的减记、已终止业务的收益或亏损、未实现的按市值计价再利润估值影响,与管理有关的成本继承和
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高管退休、与因税法变化而进行的前期调整相关的成本、与谴责程序有关的成本、按公允价值计值的投资价值的变化、资产处置的损益以及其他通常非经常性或不寻常的项目,因为这些项目不能反映AQN基础业务的业绩。AQN认为,在此基础上分析和列报净收益或亏损将增强投资者对其业务经营业绩的理解。调整后的净收益不代表根据美国公认会计原则确定的净收益或亏损,可能会受到这些项目的正面或负面影响。有关调整后净收益与净收益的对账情况,请参阅本MD&A第36页开头的非公认会计准则财务指标。
调整后的运营资金
调整后的运营资金是一种非公认会计准则财务指标,投资者使用它来比较运营活动提供的现金,不包括某些波动性项目(通常对当前经济没有影响)或收购费用等被认为与公司经营业绩没有直接关系的项目的影响。AQN使用调整后的运营资金来评估其业绩,但不受(如适用):营运资金余额的变化、收购和过渡成本、某些诉讼费用、已终止业务提供或使用的现金、资产处置提供的现金以及影响运营现金的其他通常是非经常性的项目,因为这些影响并不能反映AQN标的业务的长期业绩。AQN认为,在此基础上分析和列报运营资金将增强投资者对其业务经营业绩的理解。调整后的运营资金不打算代表根据美国公认会计原则确定的运营活动提供的现金,并且可能会受到这些项目的积极或负面影响。有关调整后的运营资金与经营活动提供的现金的对账情况,请参阅本MD&A第37页开头的非公认会计准则财务指标。
净能源销售额
净能源销售是一种非公认会计准则财务指标,投资者使用它来确定扣除用于产生收入的大宗商品成本后的收入,其中此类收入通常会随着用于产生收入的大宗商品成本的增加或减少而增加。AQN使用净能源销售来评估其收入,而不受大宗商品成本波动的影响,因为此类成本主要通过向客户收取的费率直接或间接地转移。AQN认为,在此基础上分析和列报净能源销售额将增强投资者对可再生能源集团创收的理解。它无意代表根据美国公认会计原则确定的收入。有关净能源销售额与收入的对账情况,请参阅本MD&A第30页上的可再生能源集团——2023年第三季度和年初至今的可再生能源集团经营业绩。
公用事业净销售额
公用事业净销售额是一种非公认会计准则财务指标,投资者使用它来确定扣除大宗商品成本(水、天然气或电力)后的公用事业收入,其中这些大宗商品成本通常作为转嫁给公用事业客户的费率包括在内。AQN使用净公用事业销售来评估其公用事业收入,而不受商品成本波动的影响,因为此类成本主要由公用事业客户转移和支付。AQN认为,在此基础上分析和列报公用事业净销售额将增进投资者对监管服务集团创收的理解。它无意代表根据美国公认会计原则确定的收入。有关公用事业净销售额与收入的对账情况,请参阅本MD&A第20页上的监管服务集团——2023年第三季度和年初至今的监管服务集团经营业绩。
分部营业利润
部门营业利润是非公认会计准则财务指标。AQN 使用分部营业利润来评估其业务组的经营业绩,不受(如适用):折旧和摊销费用、公司管理费用、所得税支出或追回款、收购成本、某些诉讼费用、利息支出、衍生金融工具的损益、无形资产和财产、厂房和设备的减记、外汇损益、已终止业务的收益或亏损(不包括出售资产)正常操作过程),非服务养老金和离职后费用, 资产处置损益以及其他通常是非经常性或不寻常的项目.AQN会根据这些因素进行调整,因为它们可能是非现金,本质上不寻常,也不是管理层用来评估分区单位运营绩效的因素。部门营业利润的计算包括从间接投资中获得的利息、股息和股权收入以及HLBV收入。AQN认为,这项措施的提出将增进投资者对AQN分部经营业绩的理解。部门营业利润不代表根据美国公认会计原则确定的经营活动或经营业绩提供的现金,可能会受到这些项目的正面或负面影响。有关部门营业利润与AQN主要业务部门收入的对账情况,请参阅本MD&A第20页的监管服务集团——2023年第三季度和年初至今的监管服务集团经营业绩和可再生能源集团——2023年第三季度和年初至今的可再生能源集团经营业绩。

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5


概述和业务战略
AQN 根据《加拿大商业公司法》成立。AQN拥有并运营由受监管和不受监管的发电、配电和输电资产组成的多元化投资组合,预计这些资产将带来可预测的收益和现金流。公司旨在通过其活动推动收益和现金流的增长,以支持可持续的股息和股价升值。AQN努力取得这些业绩,同时还寻求保持与其BBB持平投资级信用评级一致的业务风险状况,并高度关注环境、社会和治理因素。
AQN目前向股东派发的季度股息为每股普通股0.1085美元,按年计算为每股普通股0.4340美元。AQN认为,从长远来看,其有针对性的年度股息支付既可以为股东带来投资回报,又可以保留AQN内的现金,为增长机会提供部分资金。AQN支付的股息水平的变化由AQN董事会(“董事会”)自行决定,董事会根据AQN的财务业绩和增长前景定期审查股息水平。
AQN的业务分为两个主要业务部门,包括:监管服务集团,主要在美国、加拿大、百慕大和智利拥有和运营受监管的电力、配水和污水收集以及天然气公用事业系统和输电业务组合;以及可再生能源集团,主要拥有和运营或投资于多元化的非监管可再生和热能发电资产组合。
该公司正在寻求出售其可再生能源业务。
业务结构摘要
下图以摘要形式描述了AQN的关键业务。关于AQN组织结构的更详细描述可以在最新的AIF中找到。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1174169/000117416923000053/mda-simplifiedorgchartq2x2.jpg


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监管服务集团
截至2023年9月30日,监管服务集团在美国、加拿大、百慕大和智利运营多元化的受监管公用事业系统组合,为大约12.5万个客户连接提供服务(平均每个连接有2.5个客户,这意味着大约3,135,000个客户)。监管服务集团力求为其客户提供安全、高质量和可靠的服务,并为AQN提供稳定和可预测的收益。除了鼓励和支持其服务领域的有机增长外,监管服务集团还可能寻求通过增量收购更多公用事业系统和寻求 “绿化机队” 的机会来实现长期增长。
监管服务集团的受监管配电公用事业系统和相关的发电资产位于美国加利福尼亚州、新罕布什尔州、密苏里州、堪萨斯州、俄克拉荷马州和阿肯色州以及百慕大,截至2023年9月30日,这些州共为约30.9万个电力客户提供服务。该集团还拥有并运营总容量约为2.0吉瓦的发电资产,并投资于净发电容量约为0.3吉瓦的资产。
监管服务集团的监管配水和污水收集公用事业系统位于美国亚利桑那州、阿肯色州、加利福尼亚州、伊利诺伊州、密苏里州、纽约州和德克萨斯州以及智利,截至2023年9月30日,这些州共为约57万个客户提供服务。
监管服务集团的受监管天然气配送公用事业系统位于美国乔治亚州、伊利诺伊州、爱荷华州、马萨诸塞州、新罕布什尔州、密苏里州和纽约州,以及加拿大新不伦瑞克省,截至2023年9月30日,共为约375,000个天然气客户提供服务。
以下是截至2023年9月30日的九个月中监管服务集团按地理区域分列的收入明细。
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1174169/000117416923000053/chart-476b9038176347d5b32.jpg

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可再生能源集团
可再生能源集团生产和销售由其主要位于美国和加拿大的多元化可再生能源发电和清洁发电设施组合生产的电能。可再生能源集团旨在通过新的发电项目和补充项目(例如储能)实现增长。
可再生能源集团拥有水力发电、风能、太阳能、可再生天然气(“RNG”)和热能设施的控股权,总发电量约为2.5吉瓦,净发电量(归属于可再生能源集团)约为2.2吉瓦。大约 81% 的电力输出是根据长期合同安排出售的,截至2023年9月30日,该安排的产量加权平均剩余合同期限约为10年。
除了可再生能源集团拥有控股权的资产外,可再生能源集团还投资于净发电量约为1.5吉瓦的资产,其中包括公司在德克萨斯州沿海风力设施(定义见此处)的51%权益以及在Atlantica可持续基础设施有限公司(“Atlantica”)约42%的权益。Atlantica根据长期合同拥有并运营国际清洁能源和水利基础设施资产组合,截至2023年9月30日,可供分配现金的加权平均剩余合同期限约为13年。在可再生能源集团拥有权益的发电资产中,可再生能源集团运营净发电量为2.7吉瓦的资产。
以下是截至2023年9月30日可再生能源集团按地理区域划分的发电能力明细,其中包括自有和运营设施的净发电量以及投资的净发电能力,包括该公司在德克萨斯州沿海风力设施中的51%权益和在Atlantica的约42%的权益。
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1174169/000117416923000053/chart-0f4988a2c90345a088f.jpg
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重要更新
经营业绩
AQN与去年同期相比的经营业绩如下:
(除每股信息外,所有金额均以百万美元计)
截至9月30日的三个月
20232022改变
归属于股东的净亏损$(174.5)$(195.2)11%
调整后净收益1
$79.3$73.58%
调整后的 EBITDA1
$281.3$276.12%
每股普通股净亏损$(0.26)$(0.29)10%
调整后每股普通股净收益1
$0.11$0.11—%
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
“桑迪岭 II” 竣工
2023年9月16日,可再生能源集团在位于宾夕法尼亚州中心县和布莱尔县的87.6兆瓦桑迪岭二期风力发电厂实现全面商业运营(“COD”)。根据可再生能源购买协议,桑迪岭二期风力发电厂已同意将产出出售给一家领先的科技公司。该公司持有该设施50%的股权,该权益使用权益会计法进行核算,并持有剩余的50%股权的购买期权,预计将在2024年初行使。
完成 Shady Oaks II
2023年10月10日,可再生能源集团在位于伊利诺伊州的108.3兆瓦的Shady Oaks II风力发电厂实现了COD。根据可再生能源购买协议,Shady Oaks II风力发电厂已同意向一家领先的金融机构出售产出。该公司持有该设施50%的股权,该权益使用权益会计法进行核算,并持有剩余的50%股权的购买期权,预计将在2024年初行使。
外表
以下讨论应与本MD&A中的 “关于前瞻性陈述和前瞻性信息的谨慎” 部分一起阅读。实际结果可能与以下估计存在重大差异。因此,提醒投资者不要过分依赖这些估计。
2023 年调整后每股普通股净收益
鉴于公司在2023年前九个月遭受的不利天气影响以及更高的利率等因素,公司预计其2023财年调整后每股普通股净收益估计值将达到或低于其先前披露的0.55-0.61美元的低点(见关于非公认会计准则指标的谨慎行事)。预计的2023年调整后每股普通股净收益的计算方法不包括资产处置损益的影响,但在其他方面的计算方式与谨慎使用非公认会计准则指标——调整后净收益中规定的描述一致。
公司2023年调整后的每股普通股净收益估计基于以下关键假设,以及有关前瞻性陈述和前瞻性信息的注意事项:
•公司运营或有项目的地理区域的正常天气模式;
•可再生能源产量与长期平均水平一致,已实现定价符合预期;
•资本项目,包括可再生能源发电项目,按时完成,基本符合预算成本;
•宏观经济环境没有重大变化,包括利率和通货膨胀方面的变化;
•评级决策符合预期;
•符合预期的加元/美元汇率和智利比索/美元的汇率;
•运营费用符合预期;
•较低的个位数百分比有效税率,包括税收抵免;以及
•出于会计目的,在2023年期间,可再生能源集团继续被归类为持续经营业务。
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9


2023 年第三季度运营业绩
关键财务信息
截至9月30日的三个月
(除每股信息外,所有金额均以百万美元计)20232022
收入$624.7 $664.4 
归属于股东的净亏损(174.5)(195.2)
经营活动提供的现金132.6 102.9 
调整后净收益1
79.3 73.5 
调整后的 EBITDA1
281.3 276.1 
调整后的运营资金1
167.4 202.6 
向普通股股东申报的股息75.6 123.7 
已发行普通股的加权平均数688,428,995 678,623,606 
每股
基本净亏损$(0.26)$(0.29)
摊薄后的净亏损$(0.26)$(0.29)
调整后净收益1
$0.11 $0.11 
向普通股股东申报的股息$0.11 $0.18 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
在截至2023年9月30日的三个月中,AQN公布的每股普通股基本净亏损为0.26美元,而2022年同期每股普通股基本净亏损为0.29美元,增加了0.03美元。
截至2023年9月30日的三个月,归属于股东的净亏损为1.745亿美元,这主要是由以下因素推动的:
•按公允价值计入的投资(主要是公司在Atlantica的投资)亏损2.208亿美元;
•其他净亏损7,520万美元,包括注销公司与阿斯伯里燃煤电厂相关的部分,资产证券化令(定义见此处)(“证券化注销”),部分被下文讨论的营业收入所抵消。
截至2022年9月30日的三个月,归属于股东的净亏损为1.952亿美元,这主要是由以下因素推动的:
•按公允价值计值的投资(主要是公司在Atlantica的投资)的亏损为3.004亿美元,部分被下文讨论的营业收入所抵消。
在截至2023年9月30日的三个月和截至2022年9月30日的三个月中,AQN公布的调整后每股普通股净收益均为0.11美元(参见有关非公认会计准则指标的注意事项)。调整后的净收益同比增长580万美元(参见有关非公认会计准则指标的注意事项)。这种增长主要是由以下原因推动的:
•监管服务集团的营业利润增加了1710万美元,这主要是由于监管机制和新费率的实施;
•税收回额增加了2,080万美元,这主要是由于对主要与可再生能源项目相关的投资税收抵免(“ITC”)和生产税收抵免(“PTC”)的确认有所提高。税收抵免确认率较高的部分原因是,在截至2022年9月30日的三个月中,新市场太阳能项目的ITC发生了逆转;以及
•由于风力资源减少对生产单位折旧的影响,折旧费用减少了340万美元;部分抵消了
•可再生能源集团的营业利润减少了520万美元,这主要是由于风能和太阳能资源的可用性降低;
•利息支出增加了1,920万美元,这得益于更高的利率以及为支持增长计划而增加的借款;以及
•管理费用增加了440万美元,这主要是由于技术成本,包括与网络安全相关的成本。
在截至2023年9月30日的三个月中,AQN的加元兑美元的平均汇率约为0.7456,而2022年同期为0.7656;在截至2023年9月30日的三个月中,智利比索兑美元的平均汇率约为0.0012,而2022年同期为0.0011。因此,以当地货币计算的收入或支出的任何年同比差异
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10


AQN的加拿大或智利实体在转换为AQN的报告货币后会受到平均汇率变化的影响。
在截至2023年9月30日的三个月中,AQN公布的总收入为6.247亿美元,而2022年同期为6.644亿美元,下降了3,970万美元,下降了6.0%。在截至2023年9月30日的三个月中,与2022年同期相比,影响AQN收入的主要因素如下:

(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的三个月
前期收入比较$664.4 
受监管的服务集团
现有设施
电力:下降的主要原因是帝国电力系统的不利天气约为1,250万美元,风能价格降至约1,000万美元,其余下降主要是由于花岗岩州电力系统的直通商品成本降低。
(33.9)
天然气:下降主要是由于大宗商品的直通成本降低。
(6.5)
水:增长主要是由于Suralis水系统的通货膨胀率上升机制以及利奇菲尔德公园和金峡谷水系统的有机增长。5.2 
其他: 1.3 
(33.9)
评分评论
电力:增长的主要原因是CalpeCo、帝国、花岗岩州和百慕大电灯公司(“BELCO”)电气系统实施了新的费率。11.1 
天然气:下降是由于对圣劳伦斯天然气系统进行了一次性的追溯性费率调整,但被桃州、EnergyNorth和新不伦瑞克天然气系统实施的新费率部分抵消。

(0.1)
水:增加是由于公园供水系统实施了新的费率。1.1 
12.1 
外汇1.7 
可再生能源集团
现有设施
Hydro:下降的主要原因是滨海地区的零售额下降。(2.1)
Wind CA:减少主要是由于加拿大所有风力设施的风力资源减少。

(1.8)
美国风能:减少的主要原因是美国大多数风力设施的风力资源减少。

(2.3)
太阳能:下降的主要原因是大多数太阳能设施的产量下降以及Altavista和Great Bay II太阳能设施的能量捕获价格降低。

(2.5)
热能:下降主要是由桑格和温莎洛克斯热能设施不利的能源市场定价推动的。

(9.0)
其他:下降是由于投资组合优化收入减少。(3.4)
(21.1)
新设施
美国风能局:增长主要由迪尔菲尔德二期风电设施推动(2023 年 3 月达到 COD)

1.2 
其他:

1.2 
2.4 
外汇(0.9)
本期收入$624.7 
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2023 年迄今为止的运营业绩
主要财务信息
截至9月30日的九个月
(除每股信息外,所有金额均以百万美元计)20232022
收入$2,031.2 $2,017.1 
归属于股东的净亏损(157.6)(137.6)
经营活动提供的现金427.3 404.5 
调整后净收益1
255.4 323.9 
调整后的 EBITDA1
900.0 895.4 
调整后的运营资金1
524.5 599.1 
向普通股股东申报的股息226.4 361.9 
已发行普通股的加权平均数688,538,925 676,035,613 
每股
基本净亏损$(0.24)$(0.21)
摊薄后的净亏损$(0.24)$(0.21)
调整后净收益1
$0.36 $0.47 
向普通股股东申报的股息$0.33 $0.53 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
在截至2023年9月30日的九个月中,AQN公布的每股普通股基本净亏损为0.24美元,而2022年同期每股普通股基本净亏损为0.21美元,下降0.03美元。
截至2023年9月30日的九个月中,归属于股东的净亏损为1.576亿美元,这主要是由以下因素推动的:
•按公允价值计值的投资(主要是公司在Atlantica的投资)亏损3.528亿美元;以及
•1.191亿美元的其他净亏损,包括6,350万美元的证券化注销,以及因终止有关收购肯塔基州电力公司和AEP肯塔基州输电公司(“肯塔基州电力减值”)的股票购买协议(“肯塔基州电力减值”)而产生的资产减值和其他损失4,650万美元,部分被下文讨论的营业收入所抵消。
截至2022年9月30日的九个月中,归属于股东的净亏损为1.376亿美元,这主要是由以下因素推动的:
•按公允价值计入的投资(主要是公司在Atlantica的投资)的亏损为4.844亿美元,部分被下文讨论的营业收入所抵消。
在截至2023年9月30日的九个月中,AQN报告调整后的每股普通股净收益为0.36美元,而2022年同期每股普通股净收益为0.47美元,下降了0.11美元(参见有关非公认会计准则指标的谨慎态度)。调整后的净收益同比下降6,850万美元(参见有关非公认会计准则指标的注意事项),这主要是由于:
•可再生能源集团的营业利润减少了2180万美元,这主要是由于风能设施产生的长期平均资源(“LTAR”)的81.5%,与2022年同期相比下降了9.1%;
•由于2012年委托项目的PTC资格终止,可再生能源集团的HLBV收入减少了2640万美元;
•归属于少数股权(不包括HLBV)的收益增加了2410万美元,这主要是由于该公司在2022年第四季度出售了Odell、Deerfield和Sugar Creek风能设施49%的所有权;
•利息支出增加了6,820万美元,这得益于更高的利率以及为支持增长计划而增加的借款;
•在公司额外投资资本的推动下,折旧费用增加了420万美元;以及
•管理费用增加了1,040万美元,这主要是由于技术成本,包括与网络安全相关的成本;部分抵消了
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12


•监管服务集团的营业利润增加了6,930万美元,这主要是由于实施了新的费率;以及
•税收回额增加了3,220万美元,这主要是由于对主要与可再生能源项目相关的ITC和PTC的认可度提高,以及净收益减少对税收的影响。
在截至2023年9月30日的九个月中,AQN的加元兑美元的平均汇率约为0.7433,而2022年同期为0.7794;在截至2023年9月30日的九个月中,智利比索兑美元的平均汇率约为0.0012,而2022年同期为0.0012。因此,AQN的任何加拿大或智利实体以当地货币计算的收入或支出同比差异都会受到转换为AQN报告货币后平均汇率变化的影响。
在截至2023年9月30日的九个月中,AQN公布的总收入为20.312亿美元,而2022年同期为20.171亿美元,增长了1,410万美元,增长了0.7%。与2022年同期相比,导致AQN截至2023年9月30日的九个月收入增加的主要因素如下:
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(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的九个月
前期收入比较$2,017.1 
受监管的服务集团
现有设施
电力:下降的主要原因是2022年获得的Neosho Ridge风电设施的一次性保险收益、风能定价下降以及帝国电气系统天气不利。
(29.4)
天然气:下降主要是由于大宗商品的直通成本降低。
(17.4)
水:增长主要是由于Suralis水系统的通货膨胀率上升机制以及利奇菲尔德公园和金峡谷水系统的有机增长。14.8 
其他: 0.8 
(31.2)
评分评论
电力:增长的主要原因是CalpeCo电气系统实施了新的费率,将在2022年第一季度之前进行补偿,以及在2022年第一季度实施新的费率
帝国、贝尔科和花岗岩州电力系统。
73.5 
天然气:增长主要是由于EnergyNorth、新不伦瑞克省、桃州和帝国天然气系统公司实施了新的费率。
4.8 
水:增长是由于公园水系统实施了新的费率,一次性收入来自补救措施,将持续到2022年第三季度。7.2 
85.5 
外汇2.8 
可再生能源集团
现有设施
Hydro:下降的主要原因是滨海地区的零售额下降。

(5.2)
Wind CA:减少主要是由于加拿大所有风力设施的风力资源减少。


(6.8)
美国风能:下降的主要原因是美国风力设施的风力资源减少。


(5.7)
太阳能:下降的主要原因是大多数太阳能设施的产量下降

(5.1)
热能:下降主要是由桑格和温莎洛克斯热能设施不利的能源市场定价推动的。

(16.7)
其他:下降是由于投资组合优化收入减少。
(4.5)
(44.0)
新设施
美国风能局:增长主要由迪尔菲尔德二期风电设施推动(2023 年 3 月达到 COD)

1.2 
其他:增长主要由蓝山风力发电设施(2022 年 4 月达到 COD)推动。

3.5 
4.7 
外汇(3.7)
本期收入$2,031.2 
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2023 年第三季度和年初至今净收益摘要
截至2023年9月30日的三个月,归属于股东的净亏损总额为1.745亿美元,而2022年同期归属于股东的净亏损为1.952亿美元,增长了2,070万美元,增长了10.6%。截至2023年9月30日的九个月中,归属于股东的净亏损总额为1.576亿美元,而2022年同期归属于股东的净亏损为1.376亿美元,减少了2,000万美元,下降了14.5%。下表概述了截至2023年9月30日的三个月和九个月中归属于股东的净收益(亏损)与2022年同期相比的变化。有关这些因素的更详细分析可以在AQN:公司和其他费用中找到。
股东应占净收益(亏损)变动三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)20232023
归属于股东的净亏损——上期余额$(195.2)$(137.6)
调整后的 EBITDA1
5.2 4.6 
归属于非控股权益的净收益,不包括HLBV(1.0)(24.1)
追回所得税34.3 52.2 
利息支出(19.2)(68.2)
其他净亏损(69.3)(99.7)
收入中包含能源衍生品的未实现亏损(7.0)(4.0)
养老金和离职后非服务费用(3.4)(8.8)
按公允价值结转的投资的价值变动79.6 131.6 
衍生金融工具的收益0.2 5.9 
外汇(2.1)(5.3)
折旧和摊销3.4 (4.2)
归属于股东的净亏损-本期余额$(174.5)$(157.6)
净收益(亏损)的变化(美元)$20.7 $(20.0)
净收益(亏损)变动(%)10.6 %14.5 %
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
在截至2023年9月30日的三个月中,经营活动提供的现金总额为1.326亿美元,而2022年同期为1.029亿美元,增加了2970万美元,这主要是由于营运资金项目的变化。在截至2023年9月30日的三个月中,调整后的运营资金总额为1.674亿美元,而2022年同期调整后的运营资金为2.026亿美元,减少了3520万美元(参见关于非公认会计准则指标的谨慎规定)。
在截至2023年9月30日的三个月中,调整后的息税折旧摊销前利润总额为2.813亿美元,而2022年同期为2.761亿美元,增长520万美元,增长1.9%(参见非公认会计准则指标注意事项)。下文非公认会计准则财务指标项下的调整后息税折旧摊销前利润与净收益的对账中对这一差异进行了更详细的分析。
在截至2023年9月30日的九个月中,经营活动提供的现金总额为4.273亿美元,而2022年同期为4.045亿美元,增加了2,280万美元,这主要是由于营运资金项目的变化。在截至2023年9月30日的九个月中,调整后的运营资金总额为5.245亿美元,而2022年同期调整后的运营资金为5.991亿美元,减少了7,460万美元(参见关于非公认会计准则指标的谨慎规定)。
在截至2023年9月30日的九个月中,调整后的息税折旧摊销前利润总额为9.00亿美元,而2022年同期为8.954亿美元,增长460万美元,增长0.5%(参见关于非公认会计准则指标的注意事项)。下文非公认会计准则财务指标项下的调整后息税折旧摊销前利润与净收益对账中对这一差异进行了更详细的分析。

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2023 年第三季度和年初至今调整后息税折旧摊销前利润摘要
截至2023年9月30日的三个月,调整后的息税折旧摊销前利润(参见非公认会计准则指标注意事项)总额为2.813亿美元,而2022年同期为2.761亿美元,增长520万美元,增长1.9%。截至2023年9月30日的九个月中,调整后的息税折旧摊销前利润总额为9.00亿美元,而2022年同期为8.954亿美元,增长460万美元,增长0.5%。按公司主要业务部门分列的调整后息税折旧摊销前利润明细和变动摘要如下所示。
三个月已结束九个月已结束
按业务部门调整后的 EBITDA1
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
受监管服务集团的分部营业利润1
$246.4 $229.3 $715.8 $646.5 
可再生能源集团的部门营业利润1
66.2 71.4 263.3 311.5 
管理费用(27.8)(23.4)(71.4)(61.0)
其他收入和支出(3.5)(1.2)(7.7)(1.6)
调整后的 AQN 总额 EBITDA1
$281.3 $276.1 $900.0 $895.4 
调整后的 EBITDA1 ($) 的变化
$5.2 $4.6 
调整后的 EBITDA1 的变化 (%)
1.9 %0.5 %


调整后的 EBITDA1 故障的变化
截至2023年9月30日的三个月
(所有金额均以百万美元计)受监管的服务可再生能源企业总计
前一时期余额$229.3 $71.4 $(24.6)$276.1 
现有设施和投资8.9 (7.3)(2.3)(0.7)
新设施和投资— 2.9 — 2.9 
评分评论7.1 — — 7.1 
外汇影响1.1 (0.8)— 0.3 
管理费用— — (4.4)(4.4)
该期间的总变动$17.1 $(5.2)$(6.7)$5.2 
本期余额$246.4 $66.2 $(31.3)$281.3 

调整后的 EBITDA1 故障的变化
截至2023年9月30日的九个月
(所有金额均以百万美元计)受监管的服务可再生能源企业总计
前一时期余额$646.5 $311.5 $(62.6)$895.4 
现有设施和投资17.5 (48.5)(6.1)(37.1)
新设施和投资— 3.8 — 3.8 
评分评论50.8 — — 50.8 
外汇影响1.0 (3.5)— (2.5)
管理费用— — (10.4)(10.4)
该期间的总变动$69.3 $(48.2)$(16.5)$4.6 
本期余额$715.8 $263.3 $(79.1)$900.0 

1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
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受监管的服务集团
监管服务集团运营受费率监管的公用事业,截至2023年9月30日,该公用事业为电力、天然气以及水和污水处理领域的大约12.54万个客户提供配送服务,与2022年9月30日相比,增加了约10,000个客户连接。
监管服务集团寻求通过业务发展活动有机地发展其业务,同时使用谨慎的收购标准。监管服务集团认为,通过建立建设性的监管和客户关系,加强其运营所在社区的客户联系,可以最大限度地提高其业务业绩。
公用事业系统类型截至9月30日
20232022
(所有金额均以百万美元计)资产
公用事业净销售额1
客户连接总数2
资产
公用事业净销售额1
客户连接总数2
电力5,095.6 659.4 309,000 4,915.5 609.8 309,000 
天然气1,781.9 258.2 375,000 1,647.3 249.6 371,000 
水和废水1,636.5 285.0 570,000 1,428.4 265.7 564,000 
其他283.8 44.8 344.3 41.9 
总计$8,797.8 $1,247.4 1,254,000 $8,335.5 $1,167.0 1,244,000 
累积递延所得税负债$728.7 $670.7 
1
截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月的公用事业净销售额。参见有关非 GAAP 指标的注意事项。
2客户连接总数表示所有活跃和空闲的客户连接的总和。
监管服务集团按公用事业系统类型(电力、天然气以及水和废水系统)汇总了其公用事业运营的业绩。
配电系统由受监管的配电公用事业系统组成,截至2023年9月30日,为美国加利福尼亚州、新罕布什尔州、密苏里州、堪萨斯州、俄克拉荷马州和阿肯色州以及百慕大的约30.9万个客户连接提供服务。
天然气配送系统由受监管的天然气配送公用事业系统组成,截至2023年9月30日,为位于美国新罕布什尔州、伊利诺伊州、爱荷华州、密苏里州、乔治亚州、马萨诸塞州和纽约州以及加拿大新不伦瑞克省的大约37.5万个客户连接提供服务。
截至2023年9月30日,水和污水分配系统由受监管的配水和污水收集公用事业系统组成,为位于美国阿肯色州、亚利桑那州、加利福尼亚州、伊利诺伊州、密苏里州、纽约州和德克萨斯州以及智利的约57万个客户提供服务。
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2023 年第三季度和年初至今的使用业绩
配电系统截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
 2023202220232022
该期间的平均活跃电力客户连接数
住宅263,000 261,800 261800262,700 261,800 
商业和工业42,800 43,000 42,700 42,500 
该期间的平均活跃电力客户连接总数305,800 304,800 305,400 304,300 
客户使用量 (GW-小时)
住宅777.2 804.8 2,106.4 2,246.3 
商业和工业1,075.5 1,060.7 2,917.8 2,925.1 
客户总使用量 (GW-小时)1,852.7 1,865.5 5,024.2 5,171.4 
在截至2023年9月30日的三个月中,配电系统的总使用量为1,852.7吉瓦时,而2022年同期为1,865.5吉瓦时,下降了12.8吉瓦时,下降了0.7%。电力消耗的减少主要是由于帝国电气系统天气转凉。
在截至2023年9月30日的九个月中,配电系统的总使用量为5,024.2吉瓦时,而2022年同期为5,171.4吉瓦时,下降了147.2吉瓦时,下降了2.8%。电力消耗的减少主要是由于帝国电气系统冬季变暖和夏季凉爽。
预计监管服务集团约有47%的配电系统收入不会受到客户使用变化的影响,因为它们会受到容量解耦或是固定费用账单的影响。

天然气分配系统截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
该期间的平均活跃天然气客户连接数
住宅324,700 317,500 326,600 319,900 
商业和工业40,100 38,100 40,600 38,700 
该期间平均活跃天然气客户连接总数364,800 355,600 367,200 358,600 
客户使用量 (MMBTU)
住宅1,249,000 1,257,000 14,464,000 15,479,000 
商业和工业2,411,000 2,350,000 15,321,000 14,884,000 
客户总使用量 (MMBTU)3,660,000 3,607,000 29,785,000 30,363,000 
在截至2023年9月30日的三个月中,天然气配送系统的总使用量为3,66万百万英热单位,而2022年同期为3,607,000百万英热单位,增加了5.3万百万英热单位,增长了1.5%。客户使用量的增加主要是由于EnergyNorth Gas System天气转凉。
在截至2023年9月30日的九个月中,天然气配送系统的总使用量为29,78.5万百万英热单位,而2022年同期为30,36.3万百万英热单位,下降了57.8万百万英热单位,下降了1.9%。客户使用量下降的主要原因是中部各州和新英格兰天然气系统天气变暖。
预计受监管服务集团的天然气配送系统收入中约有86%不会受到客户使用量变化的影响,因为它们会受到容量解耦或是固定费用账单的影响。

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水和废水分配系统截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
该期间的平均活跃客户连接数
污水客户连接51,000 48,100 50,900 47,900 
配水客户连接510,100 503,400 509,100 500,200 
该期间的平均活跃客户连接总数561,100 551,500 560,000 548,100 
提供的加仑(百万加仑)
废水经过处理 846 820 2,481 2,411 
提供水12,671 13,048 31,247 31,676 
提供的总加仑(百万加仑)13,517 13,868 33,728 34,087 
在截至2023年9月30日的三个月中,水和废水分配系统向客户提供了约126.71亿加仑的水,处理了大约8.46亿加仑的废水。相比之下,2022年同期提供了130.48亿加仑的水,处理了8.2亿加仑的废水,减少了3.77亿加仑,减少了2.9%,处理的总加仑增加了2600万加仑,增长了3.2%。供水量减少主要是由于加利福尼亚州对公园水系统的干旱限制,而处理的废水的增加主要是由于利奇菲尔德公园和里约热内卢水务系统的客户增长。
在截至2023年9月30日的九个月中,水和废水分配系统向客户提供了约312.47亿加仑的水,处理了约24.81亿加仑的废水。相比之下,2022年同期提供了316.76亿加仑的水,处理了24.11亿加仑的废水,减少了4.28亿加仑(1.4%),处理的总加仑增加了7100万加仑(2.9%)。供水量减少是由于加利福尼亚对公园水系统的干旱限制,处理的废水增加主要是由于利奇菲尔德公园和里约热内卢的客户增长 Rico 水务系统。
预计受监管服务集团约50%的水和废水分配系统收入不会受到客户使用量变化的影响,因为它们会受到体积脱钩或是固定费用账单的影响。
Algonquin 电力与公用事业公司——管理层讨论与分析


2023 年第三季度和年初至今监管服务集团经营业绩
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
收入
受监管的电力分配$351.0 $374.9 $993.4 $951.2 
减去:购买的受管制电力(110.1)(138.0)(334.0)(341.4)
公用事业净销售额——电力1
240.9 236.9 659.4 609.8 
受管制的气体分配73.1 79.6 453.7 465.0 
减去:购买的管制天然气(21.7)(31.0)(195.5)(215.4)
公用事业净销售额——天然气1
 
51.4 48.6 258.2 249.6 
受监管的水回收和分配115.3 107.1 298.6 275.4 
减去:购买的管制用水(5.9)(3.5)(13.6)(9.7)
公用事业净销售额——水回收和分配1
109.4 103.6 285.0 265.7 
其他收入2
16.6 14.3 44.8 41.9 
公用事业净销售额1,3
418.3 403.4 1,247.4 1,167.0 
运营费用(192.0)(189.8)(593.4)(553.5)
长期投资的收入
13.7 6.9 33.3 16.7 
HLBV4
6.4 8.8 28.5 16.3 
分部营业利润1,5
$246.4 $229.3 $715.8 $646.5 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
2
见未经审计的中期合并财务报表中的附注18。
3
此表包含公用事业净销售额与收入的对账情况。该表的相关部分源自未经审计的合并运营报表和未经审计的中期合并财务报表附注18 “分段信息”,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与净公用事业销售相关的披露,并提供与监管服务集团经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,不应将净公用事业销售额解释为收入的替代方案。
4
HLBV收入代表监管服务集团在此期间在鲁宁和绿松石太阳能设施以及Neosho Ridge、Kings Point和North Fork Ridge风力设施中货币化的净税收属性的价值。
5
该表包含受监管服务集团的部门营业利润与收入的对账情况。该表的相关部分源自未经审计的合并运营报表和未经审计的中期合并财务报表附注18 “分段信息”,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与部门营业利润相关的披露,并提供与监管服务集团经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,不应将部门营业利润解释为收入的替代方案。
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2023 年第三季度经营业绩
在截至2023年9月30日的三个月中,监管服务集团公布的收入为5.393亿美元(即3.510亿美元的监管配电、7,310万美元的监管天然气配送和1.153亿美元的监管水回收和配送),而去年同期的收入为5.616亿美元(即3.749亿美元的监管配电,7,960万美元的监管天然气配送和1.071亿美元)百万个受监管的水资源回收和分配)。
在截至2023年9月30日的三个月中,监管服务集团报告的部门营业利润(不包括公司管理费用)为2.464亿美元,而去年同期为2.293亿美元(参见有关非公认会计准则措施的注意事项)。
下表汇总了变更的要点:
(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的三个月
上一期分部营业利润1
$229.3 
现有设施
电力:下降主要是由于帝国电力系统的不利天气。此外,帝国风电设施较低的风能定价并未对营业利润产生重大影响,因为这些金额在很大程度上可以通过燃料调整条款收回。
(4.3)
天然气:增长是由于新英格兰天然气系统的天然气系统改善计划(“GSEP”)机制收入增加。3.2 
水:增长主要是由于利奇菲尔德公园和金峡谷水系统的有机增长。0.9 
其他:监管资产账户的利息收入增加推动了增长。9.1 
8.9 
评分评论
电力:增长的主要原因是CalpeCo、帝国、花岗岩州和贝尔科电气系统公司实施了新的费率。
6.1 
天然气:下降是由于对圣劳伦斯天然气系统进行了一次性的追溯性费率调整,但被桃州、EnergyNorth和新不伦瑞克天然气系统实施的新费率部分抵消。
(0.1)
水:增加是由于公园供水系统实施了新的费率。1.1 
7.1 
外汇1.1 
本期分部营业利润1
$246.4 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
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2023 年迄今为止经营业绩
在截至2023年9月30日的九个月中,监管服务集团公布的收入为17.457亿美元(包括9.934亿美元的监管配电收入、4.537亿美元的监管天然气配送收入和2.986亿美元的监管水回收和配电收入),而去年同期的收入为16.915亿美元(包括9.512亿美元的监管配电收入,4.65亿美元受监管的天然气分销收入以及2.754亿美元受监管的水资源回收和分配收入)。
在截至2023年9月30日的九个月中,监管服务集团报告的部门营业利润(不包括公司管理费用)为7.158亿美元,而去年同期为6.465亿美元(参见有关非公认会计准则措施的注意事项)。
下表汇总了变更的要点:
(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的九个月
上一期分部营业利润1
$646.5 
现有设施
电力:下降的主要原因是2022年获得的Neosho Ridge设施的一次性保险收入以及帝国电力系统的不利天气,但Neosho Ridge设施的HLBV收入增加部分抵消了这一影响。(4.3)
天然气:增长的主要原因是新英格兰天然气系统GSEP机制收入的增加,部分被桃州和中州天然气系统的运营成本上涨所抵消。
0.2 
水:增长主要是由于利奇菲尔德公园和金峡谷水系统的有机增长。
2.1 
其他:监管资产账户的利息收入增加推动了增长。19.5 
17.5 
评分评论
电力:增长的主要原因是CalpeCo电气系统实施了新的费率,补偿期至2022年第一季度,以及帝国、花岗岩州和BELCO电气系统公司实施了新的费率。38.8 
天然气:增长主要是由于EnergyNorth、新不伦瑞克省、桃州和帝国天然气系统公司实施了新的费率。
4.8 
水:增长是由于公园水系统实施了新的费率,一次性收入来自补救措施,将持续到2022年第三季度。7.2 
50.8 
外汇1.0 
本期分部营业利润1
$715.8 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。


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监管程序
下表总结了监管服务集团内目前正在进行或完成或于2023年生效的主要监管程序。
效用管辖权监管程序类型费率申请
(百万)
当前状态
已完成的房价审查
BELCO百慕大一般费率案例(“GRC”)$34.8
2021年9月30日,该公司提交了收入补贴申请,要求在2022年增加3,480万美元,在2023年增加610万美元。2022年3月18日,监管局(“RA”)批准每年增加2,280万美元,2022年的收入补贴为2.241亿美元,2023年的收入补贴为2.262亿美元。RA批准的回报率为7.16%,包括62%的股权和8.92%的股本回报率(“ROE”)。2022年4月,BELCO向百慕大最高法院提起上诉,质疑RA通过最近的零售费率审查做出的决定。上诉听证会于2023年5月举行,预计将在2023年第四季度作出判决。
天然气新不伦瑞克省
加拿大GRC-$3.9
2021年11月22日,根据能源和公用事业委员会的决定,提交了2022年一般利率申请,要求将收入减少390万美元,资本结构为45%,投资回报率为8.5%。2022年1月,新不伦瑞克天然气公司对能源和公用事业委员会的资本成本决定提出上诉。2022年5月,能源和公用事业委员会发布了一项部分决定,批准将年收入减少100万美元,自2022年7月起生效。2022年6月,上诉法院作出有利于新不伦瑞克天然气公司的裁决,并将资本成本案发回能源和公用事业委员会发回重审。2022 年 12 月 22 日,能源和公用事业委员会发布了一项最终命令,批准在 9.8% 的投资回报率基础上增加130万美元的年收入。新利率于2023年1月1日生效。
苹果谷水系统加利福尼亚GRC$2.9
2021年7月2日,根据投资回报率为9.4%和57%的股权资本结构,提交了申请,要求在2022年增加收入290万美元,在2023年增加210万美元,在2024年增加230万美元。加州公用事业委员会(“CPUC”)公共辩护人办公室于2022年1月发布了报告。反驳证词于2022年2月提交,听证会于2022年3月举行。2023年2月3日,CPUC发布了一项最终命令,授权2022年的年收入增加150万美元,随后预计在2023年和2024年分别增加160万美元和150万美元。新利率于2023年3月生效,追溯至2022年7月1日。
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效用管辖权监管程序类型费率申请
(百万)
当前状态
公园水系统加利福尼亚GRC$5.5
2021年7月2日,根据投资回报率为9.4%和57%的股权资本结构,提交了申请,要求在2022年增加收入550万美元,在2023年增加180万美元,在2024年增加180万美元。CPUC 公共辩护人办公室于 2022 年 1 月发布了报告。反驳证词于2022年2月提交,听证会于2022年3月举行。2023年2月3日,CPUC发布了一项最终命令,授权2022年的年收入增加110万美元,随后预计在2023年和2024年分别增加150万美元和150万美元。新利率于2023年3月生效,追溯至2022年7月1日。
CalpeCo 电气系统加利福尼亚GRC$35.72021年5月28日,我提交了一份申请,要求根据10.5%的投资回报率和54%的股权资本结构,将2022年的收入增加3570万美元。CPUC 公共辩护人办公室于 2022 年 2 月 23 日发布了报告,CalpeCo 于 2022 年 3 月提交了反驳证词。2022年5月,达成和解协议,解决了除投资回报率之外的所有问题。CPUC 于 2023 年 4 月 27 日发布了最终命令,授权年收入增加 270 万美元。新费率于2023年6月生效,可追溯至2022年1月。
圣劳伦斯天然气公司
纽约GRC$4.1
2021年11月24日,我提交了一份申请,要求根据10.5%的投资回报率和50%的股权资本结构增加340万美元的收入。2022年1月31日,提交了一份补充文件,将要求的收入增长更新为410万美元。纽约州公共服务部工作人员于2022年6月3日提交了证词,圣劳伦斯天然气公司于2022年6月24日提交了反驳证词。2023年3月31日,双方提交了一份解决所有问题的联合提案。2023年6月22日,委员会发布了一项命令,批准了联合提案的条款,并授权在三年内增加520万美元的收入。新费率于 2023 年 7 月 1 日生效。
派恩布拉夫水阿肯色州GRC$5.9
2022年9月30日,提交了一份申请,要求在投资回报率为10.5%和权益比率为52%的基础上将收入增加590万美元,将在三年内分阶段实施。2023 年 8 月 4 日,阿肯色州公共服务委员会发布了一项命令,批准了双方提交的一致和解协议,授权年收入增加 340 万美元。新利率于2023年8月15日生效。
天然气新不伦瑞克省
新不伦瑞克省GRC-$0.6
2023年3月3日,根据能源和公用事业委员会最近的决定,提交了减少收入60万美元的申请,该决定授权资本结构的股权为45%,投资回报率为9.8%。2023年9月21日,能源和公用事业委员会发布了一项决定,授权减少70万美元的收入。
各种各样各种各样各种各样$0.12023 年 2 月 22 日,亚利桑那州公司委员会发布了一项命令,批准合并两家污水处理公用事业公司的费率和费率的提议,新费率将于 2023 年 3 月 1 日生效。
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效用管辖权监管程序类型费率申请
(百万)
当前状态
待处理的房价评论
帝国电气阿肯色州GRC$7.32023 年 2 月 14 日,提交申请,要求在三年内分阶段实施 10.25% 的投资回报率和 56% 的股权比率,将收入增加730万美元。
花岗岩州电气新罕布什尔GRC$15.5
2023年5月5日,提交申请,要求根据投资回报率为10.35%和权益比率为55%,将收入永久增加1,550万美元。2023 年 7 月 1 日实施了 550 万美元的临时税率。
纽约水务纽约GRC$39.72023年5月4日,提交申请,要求在10%的投资回报率和50%的权益比率的基础上将收入增加3,970万美元。
能源北方天然气新罕布什尔GRC$27.5
2023年7月27日,提交申请,要求根据投资回报率为10.35%和权益比率为55%,将收入增加2750万美元。委员会于2023年10月31日批准了870万美元的临时税率。临时加息可追溯至2023年10月1日。
与中西部极端天气事件和阿斯伯里退休有关的议事录
2021 年 2 月,得克萨斯州和美国中部部分地区经历了冬季极端风暴天气(“中西部极端天气事件”),导致帝国电气代表客户购买燃料和电力的成本异常增加。
当帝国电气在2021年5月提起最新的密苏里州费率案件(“Empire Rate案”)时,包括了追回与中西部极端天气事件相关的费用的请求。2021 年 7 月,密苏里州众议院第 734 号法案签署成为法律,为公用事业公司提供了通过证券化为收回特殊天气事件成本提供资金的选择(“证券化法规”)。帝国电气在2022年1月提交反驳证词时,从其费率申请中删除了与中西部极端天气事件有关的所有费用。根据证券化法规,帝国电气寻求授权发行与中西部极端天气事件相关的约2.22亿美元的证券化公用事业关税债券。
此外,作为其2017年和2019年综合资源计划(“IRP”)的一部分,Empire Electrictric分析了1970年建成的燃煤发电机组阿斯伯里退役的影响,并确定这样做将为客户节省大量资金。阿斯伯里于 2020 年 3 月 1 日退休。2020年7月23日,密苏里州公共服务委员会(“MPSC”)发布了行政会计令(“AAO”),指示帝国电气从2020年1月1日起建立监管资产和负债账户,以反映关闭阿斯伯里对密苏里州运营和资本支出的影响。
帝国电气最初试图在帝国利率案中收回与阿斯伯里相关的收入和支出以及AAO的余额。证券化法规通过后,所有与阿斯伯里相关的余额都已从帝国利率案中删除,2022年3月21日,帝国电气提交了根据证券化法规对阿斯伯里相关余额进行证券化的申请。帝国电气寻求授权发行约1.41亿美元的证券化公用事业费率债券,用于支付其阿斯伯里成本,其中包括约2100万美元的资产报废债务,这些债务是对帝国电气将在阿斯伯里退休后收回但尚未产生的成本的估计。
2022年4月27日,MPSC发布了一项命令,合并了有关可通过证券化为阿斯伯里进行量子融资和中西部极端天气事件的案件,听证会于2022年6月13日当周举行。2022年8月18日和2022年9月22日,MPSC分别发布并修订了一份报告和命令,授权帝国电气将约2.904亿美元的合格特别成本(中西部极端天气事件)、能源过渡成本(阿斯伯里)和与拟议证券化相关的前期融资成本(“证券化令”)进行证券化。证券化令批准的金额通常与公司在这些事项上递延的费用一致。帝国电气提出复审请求,要求重审MPSC拒绝收回中西部极端天气事件成本的5%、累计递延所得税的计算以及排除与阿斯伯里工厂相关的某些运费等问题。2022年10月12日,公安部驳回了所有复审动议。帝国电气于2022年11月10日向密苏里州西区上诉法院提出上诉。2023 年 7 月听取了口头辩论。2023年8月1日,法院确认有资格进行证券化的金额为2.904亿美元。该公司打算进行证券化
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符合MPSC关于收回与中西部极端天气事件相关的费用以及阿斯伯里剩余账面价值的命令。MPSC的命令不包括与阿斯伯里相关的部分账面成本和税款,该公司的一次性净亏损为6,350万美元(扣除税款4,850万美元)。
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可再生能源集团
2023 年第三季度和年初至今的发电业绩
长期平均资源截至9月30日的三个月长期平均资源截至9月30日的九个月
(以吉瓦时为单位的业绩已售出)2023202220232022
水电设施:
海洋区域20.7 36.1 18.9 110.6 113.8 100.9 
魁北克地区62.3 74.1 68.9 200.7 218.1 217.9 
安大略地区26.9 18.6 31.4 94.2 77.8 88.1 
西部地区23.8 19.0 20.8 52.4 40.8 41.9 
133.7 147.8 140.0 457.9 450.5 448.8 
加拿大风力设施:
圣达马斯16.9 11.0 15.0 54.2 44.9 54.3 
圣莱昂87.9 69.1 81.6 308.8 257.3 309.6 
Red Lily1
20.4 16.1 16.2 64.4 55.1 65.5 
莫尔斯22.6 17.9 19.2 78.3 63.2 77.6 
阿默斯特43.2 22.6 31.1 161.9 126.8 151.9 
蓝山2
134.4 101.5 111.8 482.8 356.9 324.0 
EBR3
15.6 5.8 13.9 53.4 38.2 49.9 
341.0 244.0 288.8 1,203.8 942.4 1,032.8 
美国风力设施:
桑迪里奇29.9 20.5 20.4 114.7 79.5 93.8 
Minonk128.7 76.3 93.8 483.9 414.0 488.4 
参议院91.7 99.5 83.8 380.4 347.9 375.8 
Shady Oaks54.5 43.6 53.2 255.1 224.0 247.3 
Odell4
155.1 121.1 144.2 593.8 535.5 618.4 
Deerfield4
96.6 70.2 90.3 378.1 330.0 386.1 
Sugar Creek
134.1 79.3 98.1 512.2 429.4 468.4 
Maverick Creek419.1 327.9 301.6 1,440.4 1,118.1 1,258.3 
Deerfield II5
70.8 32.8 — 165.6 91.6 — 
桑迪·里奇 II8
12.7 5.8 — 12.7 5.8 — 
1,193.2 877.0 885.4 4,336.9 3,575.8 3,936.5 
太阳能设施:
康沃尔4.8 5.0 5.0 12.5 12.2 12.3 
贝克斯菲尔德 25.0 20.2 21.7 64.2 52.5 57.3 
大湾56.2 57.1 64.4 168.1 165.1 170.6 
Altavista42.1 50.2 48.7 133.0 134.0 134.7 
巴豆1.7 1.4 1.7 4.5 4.1 4.3 
Dalewood6
0.3 0.2 — 0.8 0.7 — 
130.1 134.1 141.5 383.1 368.6 379.2 
可再生能源性能1,798.0 1,402.9 1,455.7 6,381.7 5,337.3 5,797.3 
热力设施:
温莎洛克斯
N/A7
29.5 32.9 
N/A7
87.1 97.8 
桑格
N/A7
0.7 65.6 
N/A7
11.1 149.1 
30.2 98.5 98.2 246.9 
总体绩效1,433.1 1,554.2 5,435.5 6,044.2 

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27


1AQN拥有75%的股权,但使用权益法核算该设施。数字显示了该设施产生的全部能量。
2蓝山风力发电设施于2022年4月14日达到COD。AQN拥有20%的股权,但使用权益法核算该贷款。数字显示了该设施在本季度预计产生的LTAR和全部能量。
3
AQN拥有50%的股权,但使用权益法核算该设施。数字显示该设施在本季度产生的全部能源。
4AQN拥有Sugar Creek、Odell和Deerfield风力设施51%的股权,但出于会计目的合并了这些设施。数字显示了这些设施在本季度产生的全部能源。
5
迪尔菲尔德二号风力发电设施于2023年3月23日达到COD。在2023年6月15日之前,AQN拥有该设施50%的权益。2023年6月15日,AQN收购了其以前未拥有的剩余50%权益。数字显示了该设施在本季度产生的全部能量。
6戴尔伍德太阳能设施于 2022 年 12 月 21 日达到 COD。
7天然气热电联产设施。
8
桑迪岭二期风力发电设施于 2023 年 9 月 16 日达到 COD。AQN拥有该设施的50%权益,但使用权益法对该设施进行核算。数字显示该设施在本季度产生的全部能量。
2023 年第三季度可再生能源集团业绩
在截至2023年9月30日的三个月中,可再生能源集团发电量为1,433.1吉瓦时,而2022年同期为1,554.2吉瓦时。
在截至2023年9月30日的三个月中,水电设施发电量为147.8吉瓦时,而2022年同期的发电量为140.0吉瓦时,增长了5.6%。发电量占LTAR的110.5%,而2022年同期为104.7%。
在截至2023年9月30日的三个月中,风能设施的发电量为1,121.0吉瓦时,而2022年同期的发电量为1,174.2吉瓦时,下降了4.53%。不包括2023年3月23日达到COD的迪尔菲尔德二期风力发电厂和2023年9月16日达到COD要求的桑迪岭二期风力发电设施,产量比去年同期下降7.8%。包括新设施在内的风能设施的发电量相当于LTAR的73.1%,而2022年同期为80.9%。
在截至2023年9月30日的三个月中,太阳能设施的发电量为134.1吉瓦时,而2022年同期的发电量为141.5吉瓦时,下降了5.2%。不包括戴尔伍德太阳能设施,该设施于2022年12月21日达到COD,产量比去年同期低5.4%。包括新设施在内的太阳能设施的发电量相当于LTAR的103.1%,而2022年同期为109.0%。
在截至2023年9月30日的三个月中,热力设施的发电量为30.2吉瓦时,而2022年同期的发电量为98.5吉瓦时。同期,温莎洛克斯热能设施产生了964亿磅的蒸汽,而2022年同期为1,022亿磅的蒸汽。
















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28


2023 年迄今可再生能源集团业绩
在截至2023年9月30日的九个月中,可再生能源集团发电量为5,435.5吉瓦时,而2022年同期为6,044.2吉瓦时。
在截至2023年9月30日的九个月中,水电设施发电量为450.5吉瓦时,而2022年同期的发电量为448.8吉瓦时,增长了0.4%。发电量占LTAR的98.4%,而2022年同期为98.0%。
在截至2023年9月30日的九个月中,风能设施的发电量为4518.2吉瓦时,而2022年同期的发电量为4,969.3吉瓦时,下降了9.1%。不包括2022年4月14日达到COD的蓝山风能设施、2023年3月23日达到COD的迪尔菲尔德二期风能设施和2023年9月16日达到COD的桑迪岭二期风力发电设施,产量比去年同期低12.5%。风力设施产生的电量相当于LTAR的81.5%,而2022年同期为94.9%。
在截至2023年9月30日的九个月中,太阳能设施发电量为368.6吉瓦时,而2022年同期的发电量为379.2吉瓦时,下降了2.8%。不包括戴尔伍德太阳能设施,该设施于2022年12月21日达到COD,产量比去年同期低3.0%。太阳能设施的发电量相当于LTAR的96.2%,而2022年同期为99.2%。
在截至2023年9月30日的九个月中,热力设施发电量为98.2吉瓦时,而2022年同期为246.9吉瓦时。在截至2023年9月30日的九个月中,温莎洛克斯热能设施产生了3790亿磅的蒸汽,而2022年同期为3,898亿磅的蒸汽。
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29


2023年第三季度和年初至今可再生能源集团经营业绩
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
收入1
水电$9.5 $15.5 $26.5 $38.3 
37.4 40.7 140.0 156.4 
太阳能9.7 11.8 24.4 27.6 
热的7.2 16.3 23.3 39.9 
不受监管的能源销售总额 $63.8 $84.3 $214.2 $262.2 
减去:
销售成本-能源2
(0.8)(2.7)(2.3)(6.9)
销售成本-热能(3.1)(11.0)(13.2)(29.4)
能源净销售额 3,4
$59.9 $70.6 $198.7 $225.9 
可再生能源积分5
3.6 3.8 21.6 20.1 
其他收入1.1 — 3.9 0.3 
净收入总额$64.6 $74.4 $224.2 $246.3 
支出和其他收入
运营费用(27.8)(26.8)(88.2)(81.5)
股息、利息、股权和其他收入6
16.9 15.3 76.4 70.8 
HLBV 收入7
12.5 8.5 50.9 75.9 
分部营业利润3,8,9
$66.2 $71.4 $263.3 $311.5 
1
可再生能源集团的许多PPA都包括年费率上调。但是,由于获得较低能源费率的设施的平均产量增加,加权平均产量水平的变化可能会导致该部门获得的加权平均能源费率低于去年同期。
2销售成本-能源包括在海事地区购买能源,用于管理廷克水电设施的能源销售,该设施根据多年合同出售给零售和工业客户。
3
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
4
该表包含净能源销售与收入的对账情况。该表的相关部分源自未经审计的合并运营报表和未经审计的中期合并财务报表附注18 “分段信息”,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与净能源销售相关的披露,并提供与AQN经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,不应将净能源销售额解释为收入的替代方案。
5符合条件的可再生能源项目将获得可再生能源证书(“REC”),用于发电和向电网输送可再生能源。REC证明了1兆瓦时的电力是由符合条件的能源产生的。
6
包括从Atlantica和关联方获得的股息(见未经审计的中期合并财务报表中的附注6和13),以及对斯特拉、克拉内尔、东雷蒙德和西雷蒙德风力设施(统称为 “德克萨斯州海岸风力设施”)的股权投资。
7
HLBV收入代表可再生能源集团在此期间获得的净税收属性的价值,主要来自其某些美国风能和美国太阳能发电设施产生的电力。
PTC是根据适用的联邦和州法规中规定的每千瓦时1美元的费率产生风能来赚取的。在截至2023年9月30日的九个月中,可再生能源集团符合条件的设施创造了24.13亿千瓦时,相当于约6,760万美元的PTC收入,而2022年同期的PTC收入为3,689.2吉瓦时,相当于9,590万美元的PTC收入。大多数PTC已分配给税收股权投资者,以将PTC和其他税收属性的价值货币化为AQN,这些税收属性是HLBV收入的主要驱动力,被投资者获得的回报所抵消。一些PTC已被公司直接使用,该公司降低了总体有效税率。
8上年度的某些项目已重新分类,以符合本年度的列报方式。
9
该表包含可再生能源集团分部营业利润与收入的对账情况。该表的相关部分源自未经审计的合并运营报表和未经审计的中期合并财务报表附注18 “分段信息”,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与部门营业利润相关的披露,并提供与可再生能源集团经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,不应将部门营业利润解释为收入的替代方案。
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30


2023 年第三季度经营业绩
在截至2023年9月30日的三个月中,可再生能源集团的设施创造了6,380万美元的营业收入(即非监管能源销售),而去年同期为8,430万美元。
在截至2023年9月30日的三个月中,可再生能源集团的设施创造了6,620万美元的部门营业利润,而2022年同期为7,140万美元,减少了520万美元,下降了7.3%(参见关于非公认会计准则措施的谨慎行事)。
下表汇总了变更的要点:
(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的三个月
上一期分部营业利润1
$71.4 
现有设施和投资
水电:增长主要是由滨海地区购买的电力减少和魁北克水电地区的产量增加所推动的。
1.1 
Wind CA:减少的主要原因是加拿大所有风能设施的风力资源减少。
(2.5)
美国风能:减少的主要原因是美国大多数风能设施的风力资源减少。


(0.7)
太阳能:下降的主要原因是大多数太阳能设施的产量下降,以及Altavista和Great Bay II太阳能设施的能量捕获价格降低。

(3.0)
热能:下降主要是由桑格和温莎洛克斯热能设施不利的能源市场定价推动的。

(2.0)
投资及其他:
(0.2)
(7.3)
新设施和投资
美国风能局:增长主要由迪尔菲尔德二期风力发电设施(2023年3月实现COD)推动。
2.9 
太阳能:0.1 
其他: (0.1)
2.9 
外汇(0.8)
本期分部营业利润1
$66.2 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
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31


2023 年迄今为止经营业绩
在截至2023年9月30日的九个月中,可再生能源集团的设施创造了2.142亿美元的营业收入(即非监管能源销售),而去年同期为2.622亿美元。
在截至2023年9月30日的九个月中,可再生能源集团的设施创造了2.633亿美元的部门营业利润,而2022年同期为3.115亿美元,减少了4,820万美元,下降了15.5%(参见关于非公认会计准则措施的注意事项)。
下表汇总了变更的要点:
(所有金额均以百万美元计)截至9月30日的九个月
上一期分部营业利润1
$311.5 
现有设施
Hydro:增长主要是由西部地区的优惠定价和可再生能源公司收入推动的。1.9 
Wind CA:减少主要是由于加拿大所有风力设施的风力资源减少。(8.2)
美国风能:下降的主要原因是美国所有风能设施的风力资源减少以及2012年底委托项目的税收属性资格导致的HLBV收入降低。(36.0)
太阳能:下降的主要原因是大多数太阳能设施的产量下降以及Great Bay I太阳能设施的HLBV收入降低。
(9.5)
热能:下降主要是由桑格和温莎洛克斯热能设施不利的能源市场定价推动的。
(1.1)
投资及其他:增长是由于德克萨斯州沿海风电设施的股权收入增加。4.4 
(48.5)
新设施和投资
美国风能局:增长主要由迪尔菲尔德二期风力发电设施(2023年3月实现COD)推动。

2.6 
太阳能:0.1 
其他:增长主要是由蓝山风能设施(2022年4月实现COD)和RNG设施(2022年8月完全收购)推动的。
1.1 
3.8 
外汇(3.5)
本期分部营业利润1
$263.3 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。

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32


AQN:公司和其他费用
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
公司和其他费用:
行政开支$27.8 $23.4 $71.4 $61.0 
外汇亏损(收益)
(2.9)(5.0)5.0 (0.3)
利息支出94.2 75.0 265.8 197.6 
折旧和摊销104.8 108.2 344.9 340.7 
按公允价值结转的投资的价值变动220.8 300.4 352.8 484.4 
利息、股息、权益和其他亏损1
3.7 1.6 8.5 5.7 
养老金和其他离职后非服务费用4.9 1.5 15.2 6.4 
其他净亏损75.2 5.9 119.0 19.3 
衍生金融工具的亏损(收益)(0.7)(0.5)(3.9)2.0 
追回所得税(53.8)(19.5)(85.1)(32.9)
1不包括与受监管服务和可再生能源集团直接相关的收入(在相关章节中披露)。
2023 年第三季度公司支出和其他费用
在截至2023年9月30日的三个月中,管理费用总额为2780万美元,而2022年同期为2340万美元。增长的主要原因是技术成本,包括与网络安全相关的成本,以及以前作为运营费用显示的成本,现在显示在管理费用中,因为公司为了提高未来的运营效率而增加了共享服务模式的使用。
在截至2023年9月30日的三个月中,利息支出总额为9,420万美元,而2022年同期为7,500万美元。增长约三分之一是由于2022年下半年和2023年上半年部署的资本融资,三分之二是浮动利率借款利率的上升。
在截至2023年9月30日的三个月中,折旧费用总额为1.048亿美元,而2022年同期为1.082亿美元。
在截至2023年9月30日的三个月中,按公允价值计入的投资变动共计亏损2.208亿美元,而2022年同期的亏损为3.004亿美元。公司使用公允价值法记录其某些投资,包括Atlantica,因此,投资公允价值的任何变化都记录在合并运营报表中(见未经审计的中期合并财务报表附注6)。
在截至2023年9月30日的三个月中,养老金和离职后非服务费用总额为490万美元,而2022年同期为150万美元。增长的主要原因是利息成本上涨和计划资产的预期回报率降低。
在截至2023年9月30日的三个月中,其他净亏损为7,520万美元,而2022年同期为590万美元。增长的主要原因是6,350万美元的证券化注销。见未经审计的中期合并财务报表附注16。
在截至2023年9月30日的三个月中,衍生金融工具的收益总额为70万美元,而2022年同期的收益为50万美元。AQN 使用衍生工具来管理商品价格、外汇汇率和利率变化的风险。2023年第三季度和2022年第三季度的收益和亏损分别与利率衍生品的按市值计价有关。
在截至2023年9月30日的三个月中,所得税退税额为5,380万美元,而2022年同期的所得税退税额为1,950万美元。所得税收回的增加主要是由于与收益减少相关的税收优惠,包括其他净亏损和应计税收抵免,但部分抵消了与Atlantica投资公允价值变化相关的税收影响。在截至2023年9月30日的三个月中,公司累计了1,500万美元的ITC和PTC,这些项目主要与可再生能源项目有关,这些项目已经投入使用或预计将在2023年底之前投入使用,而2022年同期的逆转额为830万美元。主要由于Atlantica股价下跌,管理层评估了是否应向其加拿大递延所得税净资产收取费用,并得出结论,目前没有必要这样做。有关进一步讨论,请参阅未经审计的中期合并财务报表中的附注15。
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33


2023 年年初至今的公司费用和其他费用
在截至2023年9月30日的九个月中,管理费用总额为7140万美元,而2022年同期为6,100万美元。增长的主要原因是技术成本,包括与网络安全相关的成本,以及以前作为运营费用显示的成本,现在显示在管理费用中,因为公司为了提高未来的运营效率而增加了共享服务模式的使用。
在截至2023年9月30日的九个月中,利息支出总额为2.658亿美元,而2022年同期为1.976亿美元。增长约三分之一是由于2022年下半年和2023年上半年部署的资本融资,三分之二是浮动利率借款利率的上升。
在截至2023年9月30日的九个月中,折旧费用总额为3.449亿美元,而2022年同期为3.407亿美元。增长主要是由于不动产、厂房和设备总量增加。
在截至2023年9月30日的九个月中,按公允价值计入的投资变动共计亏损3.528亿美元,而2022年同期的亏损为4.844亿美元。公司使用公允价值法记录其某些投资,包括Atlantica,因此,投资公允价值的任何变化都记录在合并运营报表中(见未经审计的中期合并财务报表附注6)。
在截至2023年9月30日的九个月中,养老金和离职后非服务费用总额为1,520万美元,而2022年同期为640万美元。增长的主要原因是利息成本上涨和计划资产的预期回报率降低。
在截至2023年9月30日的九个月中,其他净亏损为1.19亿美元,而2022年同期为1,930万美元。增长的主要原因是肯塔基州4,650万美元的电力减值和6,350万美元的证券化注销,部分被结算2020年收购的Suralis水系统的收购价所产生的1,200万美元或有收益所抵消。见未经审计的中期合并财务报表附注16。
在截至2023年9月30日的九个月中,衍生金融工具的收益总额为390万美元,而2022年同期的亏损为200万美元。AQN 使用衍生工具来管理商品价格、外汇汇率和利率变化的风险。截至2023年9月30日的九个月和截至2022年9月30日的九个月中,收益和亏损分别与利率衍生品的按市值计价有关。
在截至2023年9月30日的九个月中,所得税退税额为8,510万美元,而2022年同期的所得税退税额为3,290万美元。所得税收回的增加主要是由于与收益减少相关的税收优惠,包括其他净亏损和应计税收抵免,但部分抵消了与Atlantica投资公允价值变化相关的税收影响。在截至2023年9月30日的九个月中,公司累计了3550万美元的ITC和PTC,这些项目主要与可再生能源项目有关,这些项目已经投入使用或预计将在2023年底之前投入使用,而2022年同期的收入为1,370万美元。主要由于Atlantica股价下跌,管理层评估了是否应向其加拿大递延所得税净资产收取费用,并得出结论,目前没有必要这样做。有关进一步讨论,请参阅未经审计的中期合并财务报表中的附注15。
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非公认会计准则财务指标
调整后息税折旧摊销前利润与净收益的对账
下表源自合并业务报表,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与调整后息税折旧摊销前利润相关的披露,并提供与AQN经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,不应将该指标解释为美国公认会计准则合并净收益的替代方案。
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
归属于股东的净亏损
$(174.5)$(195.2)$(157.6)$(137.6)
加(扣除):
归属于非控股权益的净收益,不包括HLBV6.2 5.2 36.9 12.8 
追回所得税(53.8)(19.5)(85.1)(32.9)
利息支出94.2 75.0 265.8 197.6 
其他净亏损1
75.2 5.9 119.0 19.3 
收入中包含能源衍生品的未实现亏损2
7.1 0.1 7.0 3.0 
养老金和离职后非服务费用4.9 1.5 15.2 6.4 
按公允价值计入的投资价值变动3
220.8 300.4 352.8 484.4 
衍生金融工具的亏损(收益) (0.7)(0.5)(3.9)2.0 
外汇亏损(收益)(2.9)(5.0)5.0 (0.3)
折旧和摊销104.8 108.2 344.9 340.7 
调整后 EBITDA$281.3 $276.1 $900.0 $895.4 
1
见未经审计的中期合并财务报表中的附注16。
2
包括截至2023年9月30日的三个月中股票收益中包含的710万美元衍生品未实现亏损。见未经审计的中期合并财务报表附注6。
3
见未经审计的中期合并财务报表中的附注6。
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35


调整后净收益与净收益的对账
下表源自合并业务报表,应与之一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与调整后净收益相关的披露,并提供与AQN经营业绩有关的更多信息。提醒投资者,根据美国公认会计原则,不应将该指标解释为合并净收益的替代方案。
下表显示了净收益与调整后净收益的对账情况,不包括以下项目:
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(除每股信息外,所有金额均以百万美元计)2023202220232022
归属于股东的净亏损$(174.5)$(195.2)$(157.6)$(137.6)
加(扣除):
衍生金融工具的亏损(收益)(0.7)(0.5)(3.9)2.0 
其他净亏损1
75.2 5.9 119.0 19.3 
外汇亏损(收益)(2.9)(5.0)5.0 (0.3)
收入中包含能源衍生品的未实现亏损2
7.1 0.1 7.0 3.0 
按公允价值计入的投资价值变动3
220.8 300.4 352.8 484.4 
对上述相关税款的调整(45.7)(32.2)(66.9)(46.9)
调整后的净收益$79.3 $73.5 $255.4 $323.9 
调整后的每股普通股净收益$0.11 $0.11 $0.36 $0.47 
1
见未经审计的中期合并财务报表中的附注16。
2
包括截至2023年9月30日的三个月中股票收益中包含的710万美元衍生品未实现亏损。见未经审计的中期合并财务报表附注6。
3
见未经审计的中期合并财务报表中的附注6。

在截至2023年9月30日的三个月中,调整后净收益总额为7,930万美元,而2022年同期的调整后净收益为7,350万美元,增加了580万美元。

在截至2023年9月30日的九个月中,调整后的净收益总额为2.554亿美元,而2022年同期的调整后净收益为3.239亿美元,增加了6,850万美元。

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36


调整后的运营资金与经营活动提供的现金的对账
下表源自合并运营报表和合并现金流量表,应与合并现金流量表一起阅读。本补充披露旨在更全面地解释与调整后的运营资金相关的披露,并提供与AQN经营业绩相关的更多信息。提醒投资者,根据美国公认会计原则,该措施不应被解释为经营活动提供的现金的替代方案。
下表显示了经营活动提供的现金与调整后运营资金的对账情况,不包括这些项目:
三个月已结束九个月已结束
9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
经营活动提供的现金$132.6 $102.9 $427.3 $404.5 
加(扣除):
非现金经营项目的变化34.8 95.7 88.1 180.5 
来自非控股权益的生产性现金出资— — 9.1 6.2 
与收购相关的成本— 4.0 — 7.9 
调整后的运营资金$167.4 $202.6 $524.5 $599.1 
在截至2023年9月30日的三个月中,调整后的运营资金总额为1.674亿美元,而2022年同期调整后的运营资金为2.026亿美元,减少了3520万美元。
在截至2023年9月30日的九个月中,调整后的运营资金总额为5.245亿美元,而2022年同期的调整后运营资金为5.991亿美元,减少了7,460万美元。
不动产、厂场和设备支出汇总表
三个月已结束九个月已结束
 9 月 30 日9 月 30 日
(所有金额均以百万美元计)2023202220232022
监管服务集团
费率基础维护1
87.7 $81.9 258.0 238.0 
利率基础增长60.1 139.9 256.9 416.3 
收购的不动产、厂房和设备2
— — — 609.0 
$147.8 $221.8 $514.9 $1,263.3 
可再生能源集团
$55.8 $27.8 $287.7 $73.2 
资本支出总额$203.6 $249.6 $802.6 $1,336.5 
1维护支出是根据该期间的折旧费用计算的。
2包括不动产、厂房和设备、权益法被投资方以及收购可能由公司与其他第三方开发商共同开发的运营实体方面的支出。不包括向合资伙伴提供的与正在开发或建设的资本项目有关的临时预付款。
2023 年第三季度财产、厂房和设备支出
在截至2023年9月30日的三个月中,监管服务集团的资本支出为1.478亿美元,而2022年同期为2.218亿美元。监管服务集团在2023年第三季度的投资主要与输电和配电主干线的建设、新的和现有变电站资产的建设以及与水、电和天然气系统的安全性和可靠性有关的举措有关。
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37


在截至2023年9月30日的三个月中,可再生能源集团的资本支出为5,580万美元,而2022年同期为2780万美元。可再生能源集团在2023年第三季度的投资主要与各种项目的开发和/或建设以及现有运营场所的持续维护资本有关。
2023 年迄今为止的不动产、厂房和设备支出
在截至2023年9月30日的九个月中,监管服务集团的资本支出为5.149亿美元,而2022年同期为12.633亿美元。监管服务集团在2023年的投资主要与建设输电和配电主干线、新建和现有变电站资产的建设以及与电力和天然气系统的安全性和可靠性有关的举措有关。监管服务集团在2022年的投资包括用于收购Liberty Utilities(纽约水务)公司(前身为纽约美国水务公司)的6.090亿美元。
在截至2023年9月30日的九个月中,可再生能源集团的资本支出为2.877亿美元,而2022年同期为7,320万美元。可再生能源集团在2023年的投资主要与收购迪尔菲尔德二期风电设施中以前无人拥有的部分以及各种项目的开发和/或建设以及现有运营场所的持续维持资本有关。
2023 年资本投资
以下讨论应与本MD&A的 “关于前瞻性陈述和前瞻性信息的注意事项” 部分一起阅读。
该公司预计在2023财年将花费约10亿美元用于资本投资机会。2023年的实际支出可能会有所不同,原因包括项目投资和收购的时机、可接受的融资条件以及已实现的外汇汇率。
监管服务集团预计将在2023年花费约7亿美元,继续努力扩大运营,提高公用事业系统的可靠性并扩大用于更好地服务其服务领域的技术。项目支出包括用于结构改善的资金,特别是与翻新变电站、更换电线杆和电线、钻井和装备、主要更换和水库泵站有关的资金。
可再生能源集团预计将在2023年花费约3亿美元,用于(i)开发或进一步投资于可再生能源集团的风能、太阳能和可再生天然气项目的开发和建设,以及(ii)各种可运营的太阳能、热能、水力和风能资产,以遵守安全法规并提高运营效率。

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38


流动性和资本储备
AQN为监管服务集团和可再生能源集团提供循环信贷和信用证额度以及单独的信贷额度,以管理每个部门的流动性和营运资金需求(统称为 “银行信贷额度”)。
银行信贷设施
下表列出了截至2023年9月30日向AQN及其运营集团提供的银行信贷额度:
 截至2023年9月30日截至2022年12月31日
(所有金额均以百万美元计)企业监管服务集团可再生能源集团总计总计
循环信贷和定期信贷额度$1,075.0 
1
$2,381.8 
2
$1,100.0 
3
$4,556.8 $4,513.3 
从已发行的融资/商业票据中提取的资金(622.0)(1,561.5)(301.0)(2,484.5)(1,532.5)
签发的信用证(39.0)(39.2)(359.4)(437.6)(465.2)
融资机制下的可用流动资金414.0 781.1 439.6 1,634.7 2,515.6 
未承诺信用证额度的未提取部分(39.5)— (241.2)(280.7)(226.9)
手头现金94.8 57.6 
流动性和资本储备总额$374.5 $781.1 $198.4 $1,448.8 $2,346.3 
1 包括7500万美元的未承诺独立信用证额度。
2 包括截至2023年9月30日的Suralis和BELCO的1.713亿美元全额定期贷款(截至2022年12月31日为1.633亿美元)。
3 包括6亿美元的未承付独立信用证贷款。

企业
截至2023年9月30日,该公司的10亿美元优先无抵押循环信贷额度(“企业信贷额度”)已提取6.22亿美元,还有350万美元的未偿信用证。企业信贷额度将于2028年3月31日到期。
截至2023年9月30日,该公司还从其7,500万美元的未承诺信用证额度中签发了3550万美元的信用证。
监管服务集团
截至2023年9月30日,监管服务集团的10亿美元优先无抵押循环信贷额度(“长期监管服务信贷额度”)已提取3.16亿美元,未偿还信用证为3,920万美元。长期监管服务信贷额度将于2027年4月29日到期。截至2023年9月30日,监管服务集团已发行和未偿还的商业票据为3.682亿美元。截至2023年9月30日,监管服务集团的5亿美元优先无抵押循环信贷额度(“短期监管服务信贷额度”)没有提取金额,也没有未偿还的信用证。在季度末之后,公司于2023年10月27日将短期监管服务信贷额度的到期日从2024年2月28日延长至2024年10月25日。
截至2023年9月30日,监管服务集团的7,500万美元高级无抵押循环信贷额度(“百慕大信贷额度”)已提取7500万美元。
截至2023年9月30日,监管服务集团的2,500万美元优先无抵押双边循环信贷额度(“百慕大营运资金基金”)已提取2,050万美元。在季度末之后,公司于2023年10月27日修订并重述了百慕大营运资本基金,增加了2500万美元的手风琴条款。
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截至2023年9月30日,监管服务集团的高级无抵押银团延迟提款期限贷款(“监管服务延迟提款期限”)已提取6.104亿美元,与收购Liberty NY Water有关。在季度末之后,公司于2023年10月27日将监管服务延迟提款期限机制的到期日从2023年11月29日延长至2024年10月25日。
可再生能源集团
截至2023年9月30日,可再生能源集团的5亿美元优先无抵押银团循环信贷额度(“可再生能源信贷额度”)已提取3.010亿美元,未偿信用证为60万美元。可再生能源信贷额度将于2027年7月22日到期。
截至2023年9月30日,可再生能源集团的银行额度包括6亿美元的信用证额度(“可再生能源信用证贷款”),包括2.5亿美元的未承诺双边信用证额度和3.5亿美元的未承诺信用证额度。截至2023年9月30日,可再生能源信用证设施有3.588亿美元的未偿信用证。

长期债务
2023年7月31日,该公司在到期时偿还了7,500万美元的优先无抵押票据。
在季度末之后,即2023年11月1日,该公司在到期时偿还了500万美元的优先无抵押票据。
在季度末之后,即2023年11月6日,公司以等于本金100%的赎回价格赎回了其6.875%的固定至浮动次级票据——2018-A系列中的全部2.875亿美元,以及应计和未付利息。
发行约11亿美元的次级票据
2022年1月18日,公司完成了 (i) 在美国承销的公开发行,本金总额为4.75%,固定至固定重置利率为4.75%,将于2082年1月18日到期的2022-B次级票据(“美国票据”);以及(ii)加拿大承销公开发行4亿加元本金总额为5.25%的固定到固定重置利率初级次级票据系列 2022-A 将于2082年1月18日到期(“加拿大票据”,连同美国票据,“票据”)。下表汇总了发行票据净收益的预期用途与此类净收益的实际使用情况:

净收益的预期用途净收益的实际用途
正如公司2022年1月12日关于发行票据的招股说明书补充文件中所披露的那样,公司此前预计,发行票据的净收益将用于为拟议收购肯塔基电力公司和AEP肯塔基州输电公司(“肯塔基电力收购”)提供部分资金;前提是,在 “短期” 中,在肯塔基电力收购完成之前,公司预计将净收益用于减少负债情况如下:(i) 约3.85亿美元企业信贷额度;(ii)向可再生能源信贷额度提供约4,000万美元;(iii)Liberty Utilities Co.发行的约4.15亿美元商业票据(“Liberty Utilities”);以及(iv)向长期监管服务信贷额度提供约2.199亿美元。由于肯塔基电力收购于2023年4月17日终止(“肯塔基电力交易终止”),公司对发行票据的净收益的实际使用是减少先前披露的收益的 “短期” 用途。
信用评级
AQN的长期合并企业信用评级为标准普尔金融服务有限责任公司(“标准普尔”)的BBB,星展有限公司(“DBRS”)的BBB评级和惠誉评级公司(“惠誉”)的BBB发行人评级。Liberty Utilities的企业信用评级为标准普尔BBB,惠誉的BBB发行人评级为BBB,穆迪投资者服务公司(“穆迪”)的Baa2发行人评级。Liberty Utilities Finance GP1(“Liberty GP”)发行的债务在DBRS的评级为BBB(高),惠誉的评级为BBB+,标准普尔的BBB和穆迪的Baa2。Empire的发行人评级为标准普尔BBB,穆迪的Baa1评级为Baa1。监管服务集团旗下加拿大受监管公用事业的母公司Liberty Utilities(Canada)LP的发行人评级为星展银行的BBB。阿冈昆电力公司(“apCo”)获得标准普尔BBB发行人评级,DBRS获得BBB发行人评级,惠誉获得BBB发行人评级。
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2023 年 4 月,在宣布终止肯塔基州电力交易后,星展银行、惠誉、标准普尔和穆迪分别宣布了公司及其子公司的信用评级。星展银行和惠誉均确认了对公司及其子公司的评级和稳定前景,标准普尔确认了其评级,并将公司及其子公司的前景从负面调整为稳定,穆迪确认了对Liberty Utilities和Liberty GP的评级和稳定前景。
2023年5月,在宣布对可再生能源集团进行战略审查后,标准普尔将ApCo置于信用观察之下,这带来了负面影响。APCo是可再生能源集团旗下美国和加拿大发电资产的母公司。2023年8月,在战略审查结束以及公司宣布将继续出售其可再生能源业务之后,标准普尔和惠誉宣布了公司及其子公司的信用评级。标准普尔确认了对AQN及其受监管的公用事业子公司的评级,并将ApCo的前景从信用观察下调,对发展产生了负面影响。惠誉确认了AQN的评级,并将ApCo置于评级变动中。一旦获得更多交易细节,标准普尔和惠誉都希望解决各自对ApCo的评级观察。
合同义务
截至2023年9月30日,有关合同义务的信息如下所示:
(所有金额均以百万美元计)总计到期时间更少
超过 1 年
1 到期
到 3 年
将于 4 年到期
到 5 年
之后到期
5 年
偿还债务的本金1,2
$8,395.7 $1,573.9 $142.5 $2,983.2 $3,696.1 
建筑援助的进展88.3 2.9 — — 85.4 
长期债务的利息2
5,186.8 328.8 595.4 444.5 3,818.1 
购买义务646.9 646.9 — — — 
环境义务45.6 8.7 16.2 2.2 18.5 
衍生金融工具:
交叉货币利率互换43.4 3.0 5.6 7.3 27.5 
能源衍生品和商品合约83.9 18.4 33.3 19.7 12.5 
购买的电力250.7 44.8 47.7 25.2 133.0 
天然气交付、服务和供应协议450.1 103.1 117.9 67.1 162.0 
服务协议561.6 72.1 117.9 99.4 272.2 
资本项目21.8 21.8 — — — 
土地地役权569.1 14.0 28.6 29.3 497.2 
股权单位的合同调整付款57.7 57.7 — — — 
其他义务299.2 29.4 3.2 2.5 264.1 
债务总额3
$16,700.8 $2,925.5 $1,108.3 $3,680.4 $8,986.6 
1不包括递延融资成本、债券溢价/折扣以及发行或收购时的公允价值调整。
2
该公司的次级无抵押票据的到期日分别为2079年和2082年。但是,公司目前预计,在根据适用契约条款行使公司的赎回权后,将在到期之前偿还此类票据。
3
不包括代表可变利息实体的履约担保和其他承诺。见未经审计的中期合并财务报表附注6 (a)。
公平
AQN的普通股在多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)和纽约证券交易所(“NYSE”)公开交易,交易代码为 “AQN”。截至2023年11月8日,AQN拥有689,140,029股已发行和流通的普通股。
AQN可以发行无限数量的普通股。如果申报,普通股持有人有权获得股息;在普通股持有人会议上每股获得一票;在AQN清算、解散或清盘时,按比例获得AQN任何剩余财产和资产的份额。所有普通股均属于同一类别,具有平等的权利和特权,不受未来看涨期权或评估的约束。
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AQN还被授权发行无限数量的优先股,这些优先股可按一个或多个系列发行,其中包含董事会批准的条款和条件。截至2023年11月9日,AQN的未偿还款项:
•480万股累计利率重置A系列优先股,在截至2023年12月31日的五年期内,年收益率为5.162%:以及
•400,000股累积利率重置的D系列优先股,在截至2024年3月31日的五年期内,年收益率为5.091%。
此外,AQN的未偿还股权单位(“绿色股权单位”)(以 “公司单位” 的形式)在纽约证券交易所上市,股票代码为 “AQNU”。截至2023年11月9日,共有2300万个未偿还的绿色股权单位。根据构成每个已发行绿色股权单位一部分的购买合同,持有人必须在2024年6月15日之前购买AQN普通股。每份购买合同下的最低结算率为2.7778股普通股,最高结算率为3.3333股普通股,因此购买合同结算时可发行的普通股最低为63,889,400股,最高为76,665,900股普通股。
在截至2023年9月30日的三个月中,AQN此前为换取圣莱昂风能有限合伙企业100股B类有限合伙单位而发行的100股C系列优先股被赎回了1,450万美元,与赎回相关的240万美元亏损已得到确认。
宣布2023年第四季度股息为每股普通股0.1085美元(合0.1497加元)
AQN目前的目标是在收益和现金流增加的支持下,向股东支付的股息每年增长。
董事会已宣布2023年第四季度每股普通股0.1085美元的股息将于2024年1月15日支付给2023年12月29日的登记股东。
2023年第四季度股息的等值加元为每股普通股0.1497加元。
前四个季度普通股的美元和加元等值股息如下:
Q1 2023Q2 2023Q3 2023Q4 2023总计
美元分红$0.1085 $0.1085 $0.1085 $0.1085 $0.4340
加元等值$0.1495 $0.1453 $0.1460 $0.1497 $0.5905
8亿加元买入交易普通股发行
2021 年 11 月 8 日,AQN 完成了总收益约为 8 亿加元的买入交易普通股发行(“买入交易发行”)。下表汇总了买入交易发行净收益的预期用途与此类净收益的实际用途的比较:

净收益的预期用途净收益的实际用途
正如公司在2021年11月3日关于收购交易发行的最终简短招股说明书中披露的那样,公司预计收购交易发行的净收益将用于为肯塔基电力收购的部分融资;前提是,在 “短期” 内,在肯塔基电力收购完成之前,公司预计将使用净收益减少负债,具体如下:(i)向公司信贷额度提供约2.670亿美元; (ii) 向长期监管服务提供约4.9亿美元信贷额度;以及(iii)向Liberty Utilities的商业票据计划提供约1,100万美元。由于肯塔基电力交易终止,公司对收购交易发行的净收益的实际用途是减少债务,金额如先前披露的所得款项的 “短期” 用途。
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市场股票计划
2022 年 8 月 15 日,AQN 重新建立了市场股票计划(“ATM 计划”),允许公司根据在多伦多证券交易所、纽约证券交易所或加拿大或美国普通股的任何其他现有交易市场上按现行市场价格不时从国库向公众发行高达5亿美元的普通股。
在截至2023年9月30日的九个月中,公司没有根据其自动柜员机计划发行任何普通股。2023年1月12日,AQN宣布,到2024年底,预计不会有新的普通股融资。
截至2023年11月9日,自2019年首次自动柜员机计划启动以来,该公司已累计发行了36,814,536股普通股,平均价格为每股15.00美元,总收益约为5.511亿美元(扣除佣金后约为5.443亿美元)。其他相关费用约为480万美元,主要与自动柜员机计划的建立和随后的重建有关。
股息再投资计划
自2023年3月16日起,AQN暂停了针对AQN普通股注册持有人的股东分红再投资计划(“再投资计划”)。自2023年第一季度股息(2023年4月14日支付给2023年3月31日的登记股东)起,参与再投资计划的股东开始获得现金分红。如果公司将来选择恢复再投资计划,则在再投资计划暂停时加入再投资计划并在恢复时仍处于注册状态的股东将自动恢复参与再投资计划。
截至2023年9月30日,已在再投资计划中注册了168,595,101股普通股,约占已发行普通股总额的24%。2023年1月13日,根据再投资计划发行了与公司2022年第四季度股息相关的4,370,289股普通股。
基于股份的薪酬计划
在截至2023年9月30日的三个月和九个月中,AQN的股票薪酬支出总额分别为390万美元和780万美元,而2022年同期为310万美元和660万美元。补偿费用作为运营费用的一部分记录在合并的运营报表中。以股份为基础的薪酬成本中作为建筑成本资本化的部分微不足道。
截至2023年9月30日,与非既得股份奖励相关的未确认薪酬成本总额为2730万美元,预计将在2.01年内得到确认。
股票期权计划
AQN有一项股票期权计划,允许向高管、董事、员工和选定的服务提供商授予股票期权。除非在某些情况下,期权的期限自授予期权之日起不得超过十(10)年。
AQN使用Black-Scholes期权定价模型确定授予的期权的公允价值。期权的估计公允价值,包括估计没收的影响,在期权归属期内按直线方式确认为费用,同时确保确认的累计补偿成本金额至少等于该日授予的既得部分的价值。在截至2023年9月30日的九个月中,公司向公司高管授予了1,368,744份期权。期权允许以10.76加元的加权平均价格购买普通股,即授予当日标的普通股的市场价格。三分之一的期权分别归属于2023年12月31日、2024年和2025年12月31日。期权可以在授予之日起八年内行使。在截至2023年9月30日的九个月中,没有行使任何股票期权。
截至2023年9月30日,股票期权计划共发行和流通了3,450,222份期权。
绩效单位和限制性股票单位
作为AQN长期激励计划的一部分,AQN向某些员工发行绩效分成单位(“PSU”)和限制性股票单位(“RSU”)。在截至2023年9月30日的九个月中,公司向公司员工共发放了2,478,885份PSU和RSU(包括股息)。奖项根据每份协议的条款发放,期限为2023年2月至2025年1月。在截至2023年9月30日的九个月中,公司结算了857,937个PSU,其中422,289个PSU兑换成了国库发行的普通股,435,648个PSU以其现金价值结算,以支付与PSU结算相关的预扣税。
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截至2023年9月30日,根据业绩和限制性股票单位计划,共有3567,972份PSU和RSU获得批准和未偿还。
董事的递延股份单位
AQN制定了董事递延股份单位计划。根据该计划,AQN的非雇员董事以递延股份单位(“DSU”)的形式获得全部或部分年度薪酬,并可以选择以DSU形式获得剩余薪酬的任何部分。在截至2023年9月30日的九个月中,公司向公司的非雇员董事发行了132,685份DSU(包括代替分红的DSU)。在截至2023年9月30日的九个月中,没有达成任何DSU。
截至2023年9月30日,根据董事递延股份单位计划,共有778,400份未偿还的DSU。
红利延期限制性股份单位
公司有一项奖金延期 RSU 计划,适用于某些员工。符合条件的员工可以选择以RSU的形式获得部分或全部年度奖金以代替现金。RSU规定以普通股结算,因此这些RSU被记为股权奖励。在截至2023年9月30日的九个月中,公司结算了52,379份奖金限制性股份,其中23,678份兑换为国库发行的普通股,28,701份限制性股权单位以现金价值结算,用于支付与RSU结算相关的预扣税款。此外,在截至2023年9月30日的九个月中,根据奖金延期RSU计划,向公司员工发放了74,634份奖金延期RSU(包括代替分红的限制性股份)。限制性股权单位是 100% 归属的。
员工股票购买计划
AQN有员工股票购买计划(“ESPP”),允许符合条件的员工使用部分收入购买AQN的普通股。根据本计划,AQN储备的由财政部发行的普通股总数不得超过4,000,000股。在截至2023年9月30日的九个月中,公司根据ESPP向员工发行了518,725股普通股。
截至2023年9月30日,ESPP共发行了2876,675股普通股。
关联方交易
权益法投资
公司在2023年和2022年与权益法被投资人进行了多项交易(见未经审计的中期合并财务报表中的附注13)。
公司为其股票法投资人提供管理和开发服务,并获得所产生的费用报销。为此,在截至2023年9月30日的三个月和九个月中,公司分别向其权益法投资方收取了1110万美元和5,310万美元,而2022年同期分别为1,100万美元和4,490万美元。此外,股票法投资方之一(Liberty Development JV Inc.,该公司的非监管开发平台由Ares Management, LLC的基础设施和电力战略基金管理的合资企业)为公司提供特定项目的开发服务,达到某些里程碑后,该公司将获得开发费。但是,在截至2023年9月30日的九个月和截至2022年9月30日的九个月中,没有向公司收取任何此类开发费。见未经审计的中期合并财务报表附注13。
2023年7月5日,公司向Liberty Development JV Inc.提供了3500万美元的无息贷款,该合资企业使用这些资金向股东返还股权,公司通过这笔资金获得了1,750万美元。
关联方持有的可赎回非控股权益
关联方持有的可赎回非控股权益代表Liberty Development JV Inc. 的子公司Liberty Development Energy Solutions B.V. 收购的公司合并子公司的优先股(见未经审计的中期合并财务报表附注13)。截至2023年9月30日,人们认为不太可能兑换。优先股用于为公司在Atlantica的部分投资提供资金。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中,公司产生了归属于Liberty Development Energy Solutions B.V. 的非控股权益分别为680万美元和1,920万美元,而2022年同期分别为450万美元和1,010万美元,记录的分配额为640万美元和1,870万美元,
1 主要是Liberty Development JV Inc. 及其子公司、蓝山风能项目伙伴关系和红莉莉风能合作伙伴关系。
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截至2023年9月30日的三个月和九个月分别为360万美元和900万美元,而2022年同期分别为360万美元和900万美元(见未经审计的中期合并财务报表中的附注13)。
Liberty Development Energy Solutions B.V. 的担保信贷额度为3.065亿美元,将于2024年1月26日到期。它通过质押大西洋普通股进行抵押。如果协议中定义的净负债等于或超过此类Atlantica股票市值的50%,则会出现抵押品短缺,在这种情况下,贷款人将有权出售Atlantica股票以消除抵押品短缺。如果Atlantica不再是上市公司,或者某些可能限制AY Holdings出售或转让其Atlantica普通股能力的其他事件被宣布或完成,则Liberty Development Energy Solutions B.V. 的担保信贷额度可按要求偿还。
关联方持有的非控股权益
关联方持有的非控股权益代表亚特兰蒂卡子公司于2019年5月以9,680万美元收购的公司合并子公司的权益,以及该公司合并子公司Algonquin(AY Holdco)B.V. 的权益,该公司合并子公司于2021年11月被Liberty Development JV Inc.以3,940万美元收购。该利息用于为公司对阿默斯特岛风电设施的部分投资提供资金。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中,公司的分配额分别为50万美元和1150万美元,而2022年同期分别为310万美元和1,610万美元。
上述关联方交易已按交易各方商定的交换金额入账。
企业风险管理
公司面临许多风险和不确定性,其中一些风险和不确定性如下所述。风险是指将来可能发生的事件,该事件可能会对公司的财务状况、财务业绩或业务产生负面影响。任何事件对公司业务的实际影响都可能与下文预期或描述的有重大不同。以下风险描述不包括所有可能的风险。
在首席合规和风险官的领导下,公司拥有完善的企业风险管理(“ERM”)框架。公司的机构风险管理框架遵循ISO 31000和特雷德韦委员会(“COSO”)企业风险管理——综合框架(2013)的指导。公司的企业风险管理政策详细说明了公司的风险管理流程和风险治理结构。
作为风险管理过程的一部分,在公司内部机构风险管理团队的推动下,通过持续的风险识别和风险评估工作,在整个组织内建立了风险登记册。关键风险和相关的缓解策略由执行层企业风险管理委员会审查,并定期提交给董事会风险委员会。
使用标准化的风险评分矩阵对已识别的风险进行评估,以评估影响和可能性。但是,无法保证公司的风险管理活动能够成功识别、评估或减轻公司面临的风险。
下文讨论的风险并未列出AQN、其子公司和关联公司正在或可能遇到的所有风险。有关公司面临的风险因素的进一步讨论,请参阅SEDAR+和EDGAR上发布的公司最新的AIF和年度MD&A。如果存在任何不一致之处,下文讨论的风险旨在提供先前披露风险的最新信息。
财政风险管理
资本市场和流动性风险
截至2023年9月30日,该公司的长期合并负债约为83.673亿美元。公司管理层认为,根据其目前对公司未来业绩的预期,来自运营的现金流、信贷额度下的可用资金和未来资产回收计划以及进入资本市场的能力将足以使公司能够为其运营融资、执行业务战略和维持足够的流动性。但是,该公司的预期收入和资本支出只是估计值。此外,运营产生的实际现金流将取决于监管、市场和其他条件,这些条件超出了公司的控制范围,可能受到此处风险因素的影响。因此,无法保证管理层对未来业绩的期望能够实现。
公司获得额外债务或股权或以优惠条件发行其他证券的能力可能会受到对公司的负面看法、任何不利的财务或运营业绩、金融市场混乱、任何金融机构的倒闭或倒闭、当前的市场观点或看法或公司无法控制的其他因素的不利影响。此外,公司有时承担的债务可能超过其长期债务
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杠杆目标,在筹集额外的股票或类似证券或执行偿还此类债务和维持其长期杠杆目标所需的资产回收策略之前。除其他外,公司杠杆率的任何增加或关键信贷指标下降都可能导致以下情况:限制公司为营运资金、子公司投资、资本支出、还本付息要求、收购和一般公司或其他目的获得额外融资的能力;限制公司经营业务的灵活性和自由裁量权;限制公司申报分红的能力;要求公司将部分运营现金流用于支付利息现有债务,在这种情况下,此类现金流将无法用于其他目的;导致评级机构重新评估或下调公司现有的信用评级;要求公司根据部分合同和套期保值安排提供额外的抵押担保;使公司面临浮动利率借款的利息支出增加;限制公司适应不断变化的市场条件的能力;使公司与竞争对手相比处于竞争劣势;使公司处于脆弱地位在任何低迷时期在总体经济条件下;使公司无法进行对其未来增长战略至关重要的支出,并要求公司采取替代融资策略,其中可能包括加速资产回收计划。
随着时间的推移,公司将需要再融资或偿还公司现有合并负债下的未偿金额。无法保证公司在必要时能成功为债务再融资,也无法保证会在需要时以商业上合理的条件或根本获得额外融资。如果公司无法以不低于当前条件的条件为债务再融资或筹集额外债务,则公司的现金流、申报分红或偿还债务的能力可能会受到不利影响。
公司满足偿债要求的能力将取决于其未来产生现金的能力,这取决于许多因素,包括公司的财务业绩、还本付息义务、收购和投资活动的预期收益的实现以及营运资金和资本支出要求。此外,公司未来借款偿还未偿债务的能力将取决于现有信贷协议和其他协议中契约的履行情况。不遵守公司合并负债下的任何契约或义务可能会导致一项或多项此类工具的违约,如果得不到纠正或免除,可能导致公司终止分红并加速相关债务的偿付。无法保证,如果加速偿还此类债务,公司的资产将足以全额偿还此类债务。也无法保证公司产生的现金流将足以偿还未偿债务或为公司的流动性需求提供资金。
利率风险
由于基准利率和信贷利差的提高对某些未偿浮动利息债务的影响,以及对现有和新的信贷额度以及其他债务发行的任何新借款的影响,公司面临利率风险。利率的波动还可能影响获得其他形式资本的成本和计划增长举措的可行性。
此外,对于受监管服务集团而言,加息所产生的成本可能无法全部或部分收回,“监管滞后” 可能会导致向受监管服务集团支付任何可收回的此类费用出现延迟。利率上升还可能对开发项目、收购和能源设施的经济产生负面影响,尤其是在续订或安排项目融资的情况下。
因此,利率的波动,包括2022年和2023年的加息,可能会严重增加公司的融资成本,限制公司的融资选择,并对其经营业绩、现金流、关键信贷指标、借贷能力和实施业务战略的能力产生不利影响。
截至2023年9月30日,AQN及其子公司约有85%的未偿债务受固定利率约束,因此,此类债务在短期内不会受到重大利率风险的影响。
受浮动利率限制的借款可能每个月、每个季度和逐年波动很大。AQN的目标是维持至少85%的固定利率债务。因此,公司不时对冲其浮动利率借款的利率风险。2022年12月17日,公司签订了金额为3.9亿美元的利率上限协议,有效期为2023年1月15日至2024年1月15日。2023年9月29日,该公司将其利率上限协议延长至2024年6月17日。
根据截至2023年9月30日的未偿金额,利率变动对浮动利率贷款利息支出的影响如下:
•企业信贷额度受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还额度为6.22亿美元。通过利息选择申请,企业信贷额度已在2024年3月29日之前锁定了1.975亿美元的浮动利率。因此,可变利率变动100个基点将每年对利息支出产生420万美元的影响;
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•长期监管服务信贷额度受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还额为3.16亿美元。因此,可变利率变动100个基点将每年对利息支出产生320万美元的影响;
•短期监管服务信贷额度受浮动利率约束,截至2023年9月30日没有未偿还款项。因此,浮动利率变动100个基点不会影响利息支出;
•监管服务延迟提款期限基金受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还额为6.104亿美元。监管服务集团已通过利息选举申请将浮动利率锁定至2024年4月27日。因此,浮动利率变动100个基点不会影响利息支出;
•百慕大信贷额度受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还额为7,500万美元。因此,可变利率变动100个基点将每年影响80万美元的利息支出;
•百慕大营运资金基金受浮动利率约束,截至2023年9月30日,其未偿还额为2,050万美元。因此,可变利率变动100个基点将每年对利息支出产生20万美元的影响;
•监管服务集团的商业票据计划受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还的票据为3.682亿美元。因此,可变利率变动100个基点将每年对利息支出产生370万美元的影响;
•可再生能源信贷额度受浮动利率约束,截至2023年9月30日,未偿还额度为3.010亿美元。因此,可变利率变动100个基点将每年影响300万美元的利息支出;以及
•截至2023年9月30日,Suralis受浮动利率限制的定期贷款的未偿还额度为1.066亿美元。因此,可变利率变动100个基点将每年影响110万美元的利息支出。
BELCO的定期贷款不受浮动利率的约束,因为公司签订了上述利息互换协议,以对冲与利率波动相关的风险。此外,2022年1月13日,公司进行了远期起始互换,以固定美国票据第二个五年期限的利率。
税收风险和不确定性
该公司主要在美国和加拿大缴纳所得税和其他税;但是,在智利和百慕大等国际司法管辖区,它也需要缴纳所得税和其他税。公司开展业务的司法管辖区的税法变化或其解释可能会对公司的经营业绩、股东回报和现金流产生不利影响。一个或多个税收司法管辖区可能会根据以下条件之一或其他方式寻求对公司征收增量税或新税:
•2022 年 8 月 16 日,《降低通货膨胀法》在美国签署成为法律。该立法包括延长和扩大清洁能源税收抵免和最低税。预计最低税在短期内不会适用于公司;但是,公司无法保证从长远来看,最低税不会适用。
•2021 年 4 月 19 日,加拿大联邦政府发布了 2021 年预算,其中包含与利息扣除限制和与国际税收有关的变更相关的拟议措施。与利息扣除有关的立法提案草案最初于2022年2月4日发布以征询公众意见,修订后的立法提案随后于2022年11月3日和2023年8月4日发布。关于利息扣除的拟议规则预计不早于2024年1月1日生效。2023年8月4日,财政部发布了与《全球最低税法》有关的立法提案草案,旨在与经济合作与发展组织(“经合组织”)关于 “税基侵蚀和利润转移” 的各项举措保持一致。拟议的规则及其适用非常复杂,如果按草案颁布,可能会对公司未来几年的有效税率和财务业绩产生重大不利影响。
•由于经合组织在 “税基侵蚀和利润转移” 方面的各种举措,全球税务机关越来越注重在有权对全球企业利润征税和取消跨国企业所享有的税收优惠方面推行共同的国际原则。公司运营所在司法管辖区相关立法的某些组成部分或
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有注册地的子公司预计将从2024年1月1日起提出申请。随着各个司法管辖区的地方立法的颁布和生效,公司的税收支出和/或现金税有可能大幅增加,或者公司对新立法的解释可能与相关税务机关的解释不一致。这可能会对公司未来各期的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
公司无法保证加拿大税务局、国税局或任何其他适用的税务机关会同意公司采取的税收立场,包括对公司折旧财产的申报费用和成本金额。适用的税务机关成功质疑此类税收状况可能会对公司的经营业绩和财务状况产生不利影响。
该公司在美国开发可再生能源发电设施在一定程度上取决于联邦税收抵免和其他税收优惠。《降低通货膨胀法》延长和扩大了某些能源信贷,为未来这些信贷的可用性提供了更大的确定性。但是,管理这些税收抵免的规则仍然包括抵免资格的技术要求。如果公司无法在特定截止日期内完成当前或计划中的项目的施工,也无法满足与现行工资和学徒要求有关的某些新要求,则减少的激励措施可能不足以支持持续发展,或者可能导致已完工设施的经济收益大幅减少。此外,该公司已与金融伙伴就其在美国的某些可再生能源设施达成了某些税收股权融资交易,根据这些交易,如果适用于先前投入使用的设施的美国税法发生变化,则未来从适用设施向公司分配的现金流可能会受到不利影响。
运营风险管理
与计划出售公司可再生能源业务有关的风险
正如2023年8月10日宣布的那样,该公司正在寻求出售其可再生能源业务。无法保证此次出售过程的结果、将要出售的具体资产(如果有)、任何特定的交易都会得到确定或完成,也无法保证任何此类交易将实现任何预期的结果和收益。剥离其中任何或全部资产涉及许多风险和不确定性,包括将出售的资产与公司将保留的资产分开所涉及的复杂性,需要获得监管部门批准和其他第三方同意,这可能会破坏客户和供应商关系,以及公司可能承担额外的纳税义务或失去某些税收优惠的事实。如果公司出售其全部或部分可再生能源业务,则可能无法成功促使买方承担与此类资产相关的负债,或者,即使承担了此类负债,公司也可能难以对买方行使其合同权利或其他权利。公司可以保留与被剥离资产相关的风险敞口,包括财务或履约担保以及其他合同、就业、养老金和遣散义务,以及因买方处置或随后违反义务或义务而产生的潜在法律责任。意想不到的事态发展可能会延迟、阻止或以其他方式对计划中的出售产生不利影响,包括但不限于市场状况或延迟获得必要的交易对手批准、监管部门批准或许可。此外,无论是否确定、进行和/或完成任何具体交易,该流程都可能转移董事会和管理层的注意力,将其他资源(包括成本)转移到该流程以及公司为进行和完成交易做准备上,从而导致公司业务中断。该过程还可能影响公司与员工的关系,包括增加员工离职和离职率,可能引起与潜在买家的纠纷,并可能导致会计变动、重组和其他处置费用,以及潜在的减值费用或损失。出售构成其可再生能源业务的任何或全部资产可能会对公司的盈利能力、财务业绩和股息产生负面影响,因为此类出售可能导致损失、收入损失或现金流或可供分配的现金减少。此外,出售可再生能源业务可能导致ApCo的一次或多次信用评级下调。在出售构成其可再生能源业务的部分或全部资产后,该公司业务资产组合及其所服务的市场的多样性也将降低。这些风险中的任何或全部都可能影响公司的财务业绩和商业声誉。
通货膨胀风险
AQN的盈利能力可能会受到通货膨胀率高于长期平均水平的影响。监管服务集团的设施受其监管机构的费率制定。从产生成本到监管机构给出收回这些成本的费率之间的时间被称为监管滞后。由于监管滞后,通货膨胀影响和时机延迟可能会影响收回费用和/或资本成本的能力,盈利能力可能会受到影响。如果出现严重的通货膨胀,监管滞后对公司的影响将增加。为了
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为了减轻这种风险,监管服务集团寻求获得其运营所在州的监管结构的批准,以便及时收回运营费用和资本成本。
可再生能源集团的资产受长期购电协议和其他收购协议的约束,其中大部分不与通货膨胀挂钩,如果运营成本的增长速度高于承购价格,盈利能力可能会下降。
由于成本增加,开发和建筑项目的预期回报可能会减少。为了降低通货膨胀风险,公司试图签订固定价格的施工协议和固定价格的承购协议。
关税风险
关税或关税的变化,例如与美国商务部调查针对马来西亚、越南、泰国和柬埔寨供应的太阳能电池和电池板的反倾销和反补贴税规避索赔相关的反倾销和反补贴税率,可能会对开发或建造公司项目所需的资本支出以及此类项目的完成时间或可行性产生不利影响。在美国,近年来对进口的太阳能电池板、铝和钢以及其他商品和原材料征收关税。这些事件可能会对作为商品买家的公司产生不利影响,这可能会对公司的预期回报、经营业绩和现金流产生不利影响。
诉讼风险和其他突发事件
AQN及其某些子公司参与了在正常业务过程中不时出现的各种诉讼、索赔和其他法律和监管程序。在得出可能出现重大财务损失且相关负债可以估算的结论时,与这些项目有关的意外开支的任何应计款项均记录在财务报表中。在合理地保证可以收回的情况下,将记录现有保险单下的预期收回额。
山景大火
2020年11月17日,利伯蒂公用事业(CalpeCo Electric)有限责任公司(“Liberty CalpeCo”)境内发生了一场现在被称为山景城大火的野火。起火原因仍在调查中,加州消防局尚未发布最终报告。目前有18起正在进行的诉讼将公司的某些子公司列为与山景城大火有关的被告,还有一项由美国农业部提起的非诉讼索赔,要求补偿所谓的灭火费用。由个人原告组成的团体提起了十二项诉讼,指控的诉讼理由包括疏忽、反向谴责、滋扰、侵入和违反 Cal 的行为。酒吧。Util。代码 2106 和 Cal.《健康与安全法》13007(这12起诉讼中有一起还指控个人不当死亡,并代表保险公司提出各种代位索赔)。在另一起诉讼中,莫诺县、羚羊谷消防区和布里奇波特印第安殖民地指控了类似的诉讼理由,并要求赔偿灭火费用、执法费用、财产和基础设施损失以及其他费用。在其他五起诉讼中,保险公司指控反向谴责和疏忽,并寻求追回已支付和应支付给被保险人的款项。这些诉讼成功的可能性无法合理预测。Liberty CalpeCo 打算大力捍卫他们。该公司拥有野火责任保险,预计将不超过适用的保单限额。
苹果谷谴责程序
2016年1月7日,苹果谷镇提起诉讼,要求谴责Liberty Utilities(Apple Valley Ranchos Water)公司(“Liberty Apple Valley”)的公用事业资产。2021 年 5 月 7 日,法院发布了一份暂定裁决声明,否认苹果谷镇企图通过域名占领苹果谷水系统。该裁决证实,Liberty Apple Valley继续拥有和运营供水系统符合社区的最大利益。2021 年 10 月 14 日,法院发布了最终裁决声明。法院于2021年11月12日签署并下达了解雇令和判决。2022 年 1 月 7 日,该镇对法院作出的判决提出了上诉通知。2022 年 8 月 2 日,法院发布一项裁决,判给自由苹果谷约 1,320 万美元的律师费和诉讼费用。该镇于2022年8月22日对费用裁决提出了上诉通知。该镇对判决和费用裁决的上诉已合并为一份上诉待审案件,该待审案件正在上诉法院审理。
技术基础架构实施风险
公司依靠各种信息和运营技术基础设施系统来执行其业务流程和运营。这使公司面临与维护、升级、更换和更改信息和运营技术系统相关的固有成本和风险。这包括其技术系统受损,业务、业务流程和内部控制系统可能中断,大量资本支出,管理时间要求和其他延误风险,以及技术系统升级、过渡和整合方面的困难。
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AQN及其某些子公司正在通过实施集成的客户解决方案平台来更新其技术基础设施系统,该平台包括客户计费、企业资源规划系统和资产管理系统。这些系统的实施由一个专门的团队管理。试点实施后,于2022年开始部署,预计将在2024年之前在整个企业范围内分阶段部署。实施此类技术系统需要投入大量的财政和人力资源。这些技术系统的设计、实施或运行中断、延迟或缺陷或这些系统与其他现有信息技术或运营技术的集成可能会:对公司的运营,包括其监控业务、向供应商付款、向客户开具账单和准确、及时地报告财务信息的能力,产生不利影响;导致成本高于预期;导致监管审查的加强或不利的监管后果;或导致未能实现预期目标好处。因此,公司的运营、财务状况、现金流和经营业绩可能会受到不利影响。
季度财务信息
以下是截至2023年9月30日的八个季度未经审计的季度财务信息摘要:
(除每股信息外,所有金额均以百万美元计)2022 年第四季度2023 年第一季度2023 年第二季度2023 年第三季度
收入$748.0 $778.6 $627.9 $624.7 
归属于股东的净收益(亏损)(74.4)270.1 (253.2)(174.5)
每股净收益(亏损)(0.11)0.39 (0.37)(0.26)
摊薄后每股净收益(亏损)(0.11)0.39 (0.37)(0.26)
调整后净收益1
151.0 119.9 56.2 79.3 
调整后每股普通股净收益1
0.22 0.17 0.08 0.11 
调整后的 EBITDA1
358.3 341.0 277.7 281.3 
总资产17,627.6 17,927.1 17,968.7 17,982.8 
长期债务2
7,512.3 7,849.2 8,083.4 8,367.3 
每股普通股申报的股息$0.18 $0.11 $0.11 $0.11 
2021 年第四季度2022 年第一季度2022 年第二季度2022 年第三季度
收入$592.0 $733.2 $619.4 $664.4 
归属于股东的净收益(亏损)175.6 91.0 (33.4)(195.2)
每股净收益(亏损)0.27 0.13 (0.05)(0.29)
摊薄后每股净收益(亏损)0.26 0.13 (0.05)(0.29)
调整后净收益1
137.0 141.2 109.6 73.5 
调整后每股普通股净收益1
0.21 0.21 0.16 0.11 
调整后的 EBITDA1
298.3 330.5 289.2 276.1 
总资产16,797.5 17,669.9 17,737.9 17,653.3 
长期债务2
6,211.7 7,191.6 7,455.4 7,705.1 
每股普通股申报的股息$0.17 $0.17 $0.18 $0.18 
1
参见有关非公认会计准则指标的注意事项。
2包括长期债务、长期债务和可转换债券的流动部分。
季度业绩受到各种因素的影响,包括本MD&A中提到的季节性波动和设施收购。
在过去的两年中,季度收入在5.920亿美元至7.786亿美元之间波动。许多因素影响季度业绩,包括收购、季节性波动以及PPA中包含的冬季和夏季利率。此外,影响同比收入的一个因素是加元兑美元的走强波动,这可能导致加拿大业务报告的收入发生重大变化。
前两年归属于股东的季度净收益在亏损2.532亿美元和2.701亿美元的收益之间波动。收益受到非现金因素的重大影响,例如递延税收回和支出、无形资产、不动产、厂房和设备减值以及金融工具按市值计价的损益。
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披露控制和程序
截至2023年9月30日,AQN管理层在AQN首席执行官(“首席执行官”)和首席财务官(“首席财务官”)的监督和参与下,对AQN披露控制和程序(定义见1934年《证券交易法》第13a-15(e)条和第15d-15(e)条的设计和运作的有效性(定义见1934年《证券交易法》(“交易法”))。基于该评估,首席执行官和首席财务官得出结论,截至2023年9月30日,AQN的披露控制和程序可有效提供合理保证,确保AQN在其根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息将在美国证券交易委员会规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告,并汇总并传达给管理层,包括首席执行官和首席财务官, 以便能够酌情就以下问题及时作出决定要求披露。
关于财务报告内部控制的管理报告
包括首席执行官和首席财务官在内的管理层负责建立和维持对财务报告的内部控制。截至本临时申报所涉期末,管理层设计了对财务报告的内部控制措施,旨在为财务报告的可靠性以及根据美国公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理但不是绝对的保证。用于设计公司财务报告内部控制的控制框架管理是特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制——综合框架(2013)中确立的控制框架管理。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年9月30日的九个月中,公司对财务报告的内部控制没有发生任何对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
对控制有效性的固有限制
由于其固有的局限性,披露控制和程序或财务报告的内部控制可能无法防止或发现所有基于错误或欺诈的错误陈述。此外,内部控制的有效性还存在一种风险,即控制可能因条件变化而变得不足,或者遵守政策或程序的程度可能发生变化。
关键会计估计和政策
AQN根据美国公认会计原则编制了未经审计的中期合并财务报表。编制未经审计的中期合并财务报表要求管理层做出影响报告的资产和负债金额、相关收入和支出金额以及或有资产和负债披露的估计和假设。需要使用管理层判断的重要领域涉及合并实体的范围、折旧资产的使用寿命和可收回性、递延所得税的计量和递延所得税资产的可收回性、利率监管、未开票收入、养老金和离职后福利、衍生品的公允价值以及在企业合并中获得的资产和负债的公允价值。实际结果可能与这些估计值不同。
AQN的重要会计政策和新的会计准则分别在公司未经审计的中期合并财务报表的附注1和2中进行了讨论。
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