管理层讨论与分析

Algonquin Power & Utilities Corp.（“AQN”、“公司”或“公司”）管理层准备了以下讨论和分析，以提供信息，帮助其证券持有人了解截至2023年12月31日止三个月和十二个月的财务业绩。本管理层讨论与分析（“MD & A”）应与AQN截至2023年及2022年12月31日止年度的年度综合财务报表一并阅读。本材料可在SEDAR+网站www.example.com、EDGAR网站www.sec.gov/edgar和AQN网站www.AlgonquinPowerandUtilities.com上查阅。有关AQN的其他信息，包括最新的年度信息表（“AIF”），可在SEDAR + www.example.com和EDGAR www.example.com上找到。

目录

附注解释

除另有说明外，截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度所提供的财务资料乃根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制。因此，该公司的财务信息可能无法与以其他基础提供财务信息的其他加拿大公司的财务信息进行比较。

除另有说明外，所有货币金额均以美元计算。在所述金额之前，我们用“C$”表示任何以加元计价的金额。由于四舍五入的原因，本MD&A中的某些金额可能不会合计。

本文中使用的大写术语和未作其他定义的术语具有本公司最新的AIF中赋予它们的含义。

本文件中使用了术语“费率基数”。利率基准是特定于受利率管制的公用事业的衡量标准，并不代表美国公认会计原则定义的任何财务衡量标准。该措施由本公司受利率管制的附属公司所在司法管辖区的监管当局使用。这一指标的计算可能无法与其他公司使用的类似名称的指标进行比较。

除非另有说明，否则本MD&A基于截至2024年3月8日管理层可获得的信息。

有关前瞻性陈述和前瞻性信息的注意事项

本文档可能包含构成加拿大各省和地区适用证券法律以及此类法律下相应政策、法规和规则的“前瞻性信息”，或“1995年美国私人证券诉讼改革法”定义的“前瞻性信息”(统称为“前瞻性信息”)。“目标”、“预期”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“项目”、“时间表”、“应该”、“将”、“将”、“寻求”、“努力”、“目标”(以及这些术语的语法变体)和类似的表述往往意在识别前瞻性信息。尽管并不是所有前瞻性信息都包含这些识别词语。本文件中的具体前瞻性信息包括但不限于以下陈述：预期的未来增长、收益和经营结果；公司可再生能源业务的出售及其对公司的预期影响；流动性、资本资源和经营要求；资金来源，包括信贷设施的充足性和可用性、运营现金流、资本市场融资和资产回收或资产出售举措；正在进行和计划中的收购、处置、项目、倡议或其他交易，包括对时间、成本、收益、融资、结果、所有权结构、监管事项、启用日期和完成日期的预期；融资计划；对未来宏观经济状况的预期；对公司公司发展活动及其结果的预期；对监管听证会、动议、备案、上诉和批准的预期，包括利率审查，及其时间、影响和结果；对公司对沙岭II和树荫橡树II风能设施剩余50%权益行使购买选择权的预期；对赎回未偿还票据的预期；对公司能源设施未来发电、产能和产量的预期；对未来资本投资的预期，包括预期的时间、投资计划、资金来源和影响；资本管理计划和目标；对法律索赔和纠纷的结果的预期；战略和目标；对股东的股息，包括对其可持续性和公司实现年度股息支付率目标的能力的预期；对未来“绿化车队”计划的预期；评级机构的信用评级和股权信贷，包括对与本公司拟出售的可再生能源业务有关的评级监督的预期；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；客户使用变化对受监管服务集团收入的预期影响；会计估计；利率，包括加息的预期影响；新技术系统和基础设施的实施，包括预期的时间安排；融资成本；以及货币汇率。所有前瞻性信息均根据适用证券法规的“安全港”条款提供。

构成本文所含前瞻性信息的预测和预测基于某些因素或假设，这些因素或假设包括但不限于：收到适用的监管批准和要求的利率决定；没有收到重大的不利监管决定和监管稳定的预期；没有任何重大设备故障或故障；以商业合理的条款获得融资(包括税收股权融资和美国联邦税收抵免的自我货币化交易)；公司及其子公司的信用评级稳定；没有意外的重大负债或未投保的损失；商品供应的持续供应和商品价格的稳定；没有加息或汇率大幅波动；没有重大的业务、金融或供应链中断或负债，包括与进口管制和关税有关的中断或负债；维持系统和设施以确保其继续运行的能力；总体经济、信贷、社会或市场状况没有出现严重和长期的低迷；新项目的成功和及时开发和建设；基本上按照预期的收购时间结束待完成的收购；没有资本项目或融资成本超支；流动资金和资本资源充足；持续的长期天气模式和趋势；没有重大的交易对手违约；与替代能源相比，电价的持续竞争力；公司收购和合资企业的预期效益的实现；适用的法律、政治条件、公共政策和政府的指示没有发生实质性的负面影响；获得和维持执照和许可证的能力；维持适当的保险范围；市场能源价格没有重大波动；与税务机关没有实质性纠纷或适用税法没有变化；信息技术基础设施的持续维护和对网络安全的重大破坏；新的信息技术系统和基础设施的成功实施；与外部利益攸关方的良好关系；良好的劳资关系；公司将能够成功地整合新收购的实体，并且这些实体在关闭之前没有任何实质性的不利变化；被收购实体没有未披露的负债；这些实体将与适用的监管当局保持建设性的监管关系；公司留住被收购实体的关键人员和这些员工的价值的能力；在向公司提供与任何收购有关的过渡性服务期间，卖方的业务和事务没有不利的发展；公司在完成任何收购后偿还债务和履行偿债义务的能力；以及该公司成功地实施未来“绿化车队”计划的能力；以及该公司出售其可再生能源业务并实现预期收益的能力。

本文所载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结果与历史结果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有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；环境负债的发生；自然灾害、疾病、流行病、公共卫生紧急情况和其他不可抗力事件及其附带后果，包括经济活动中断、资本和信贷市场波动以及立法和监管对策；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保护数据、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，以及成本超支和延误；实体安全漏洞；关键人员流失和/或劳动力中断；天气条件和自然资源供应的季节性波动和多变性；技术发展导致电力、天然气和水需求减少；依赖第三方拥有和运营的输电系统；土地使用权和使用公司设施方面出现的问题；恐怖袭击；商品和能源价格波动；资本支出；对子公司的依赖；发生未投保损失；信用评级下调；融资成本增加或信贷和资本市场准入受到限制；通货膨胀；利率上升和波动以及未能管理信贷和金融工具风险；货币汇率波动；由于现有信贷协议中的约定，财务灵活性受到限制；无法以优惠条件为到期债务再融资；与税务当局发生纠纷或适用税法发生变化；未能确定、获取、开发或及时投入服务项目，以最大限度地提高税收抵免的价值；要求对离职后福利计划的缴款高于预期；交易对手违约；资产退休责任方面的假设、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能遵守；合规计划失败；未能确定追求公司增长战略所需的有吸引力的收购或开发候选人；未能处置资产（全部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；项目设计和施工的延误和成本超支；主要客户的损失；未能完成或实现收购或合资企业的预期利益；（定义见本文）或第三方合资伙伴以违反公司利益的方式行事；Agricultica普通股市值下跌；政府实体谴责或以其他方式获取设施；对公司利益不利的外部利益相关者积极性增加；公司普通股和公司其他证券的价格和流动性波动；由于即将进行的收购或增长战略对公司造成的重大需求的影响；公司收购的任何实体的潜在未披露负债；完成待收购所需时间长度的不确定性；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利益，包括关于本公司可再生能源业务的拟出售；因本公司可再生能源业务的拟出售或拟出售完成而导致业务关系或与员工关系发生不良反应或变动的可能性；与转移委员会的资金有关的风险（定义见本文）或管理层对本公司可再生能源业务的拟出售的关注；本公司收购的任何实体的债务；因控制权变更和/或购买或销售协议中的终止条款而产生的意外费用和/或现金支付；以及在收购完成后依赖第三方提供某些过渡服务。虽然本公司已试图识别可能导致实际行动、事件或结果与前瞻性信息中描述的重大差异的重要因素，但可能有其他因素导致行动、事件或结果不符合预期、估计或预期。其中一些因素和其他因素将在本MD & A的企业风险管理标题下和公司最近的AIF的企业风险因素标题下进行更详细的讨论。

本文所载的前瞻性信息（包括任何财务展望）是为了帮助读者了解公司及其业务、运营、风险、财务表现、财务状况和现金流量，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，这些资料未必适合作其他用途。本文所载的前瞻性信息是在本文件发布之日，并基于管理层在本文件发布之日的计划、信念、估计、预测、期望、意见和假设而编制的。我们无法保证前瞻性信息将被证明是准确的，因为实际结果和未来事件可能与这些前瞻性信息中的预期有重大差异。因此，读者不应过分依赖前瞻性信息。虽然随后的事件和发展可能导致公司的观点发生变化，但公司不承担更新任何前瞻性信息或解释随后的实际事件与该等前瞻性信息之间的任何重大差异的义务，但适用法律要求的除外。本文所载的所有前瞻性信息均受这些警示性声明的限制。

关于非GAAP衡量标准的警告

AQN使用多项财务指标评估其业务线的表现。有些指标是根据美国公认会计原则计算的，而其他指标则没有美国公认会计原则下的标准化含义。这些非公认会计原则措施包括非公认会计原则财务措施和非公认会计原则比率，每一项都在加拿大国家文书52—112非公认会计原则和其他财务措施披露中定义。AQN计算这些措施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措施进行比较。

术语“调整后净利润”，“调整后利息，税收，折旧和摊销前利润”（“调整后EBITDA”），“调整后的经营资金”，“净能源销售”，“公用事业销售”和“部门经营利润”，这是整个MD & A使用，非GAAP财务措施。下文列出了这些非GAAP财务指标的解释，并在每种情况下与最直接可比的美国GAAP指标的对账，可以在本MD & A中找到。此外，“调整后净收益”在本MD & A中以每股普通股为基础呈列。调整后每股普通股净收益为非公认会计准则比率，计算方法是将调整后净收益除以适用期间内已发行普通股的加权平均数。

AQN不提供前瞻性非公认会计准则财务计量的对账，因为AQN无法对对账项目进行有意义或准确的计算或估计，而且如果没有不合理的努力，就无法获得信息。这是由于预测尚未发生、AQN无法控制和/或无法合理预测的各种事件的时间或数量的固有困难，这将影响最具可比性的美国GAAP财务指标。出于同样的原因，AQN无法解决不可用信息的可能意义。前瞻性的非GAAP财务指标可能与相应的美国GAAP财务指标大不相同。

截至2022年12月31日止三个月和十二个月，经调整EBITDA、经调整净利润、经调整经营资金和分部经营利润的组成与先前在AQN的MD & A中披露的组成有所不同，以排除处置资产的收益和亏损。作出此变动乃由于管理层不再使用出售资产之收益及亏损评估本公司之经营表现。这些指标的比较数字已根据新组成进行调整。

调整后的EBITDA

调整后EBITDA是一种非公认会计准则的财务指标，许多投资者使用它来比较公司的能力，从运营中产生现金。AQN使用该等计算方法监控AQN产生的现金金额。AQN使用经调整EBITDA来评估AQN的经营业绩，而不受以下因素的影响。（如适用）：折旧和摊销费用、所得税费用或回收、购置和过渡费用（包括与公司可再生能源业务2023年战略审查相关的成本）、若干诉讼费用、利息费用、衍生金融工具的损益、减记无形资产及物业、厂房及设备、非控股权益应占溢利（不包括按账面价值计算的假设清盘（“HLBV”）收入）（代表期内从其某些美国风力发电和美国太阳能发电设施产生的电力赚取的净税收属性价值），非服务退休金和离职后成本、与税收股权融资有关的成本、与管理层继任和行政人员退休有关的成本、与税法变化有关的前期调整有关的成本、与废止程序有关的成本、外汇收益或亏损、终止经营业务的收益或亏损、按公允价值列账的投资价值变动，处置资产的损益，以及其他通常非经常性或不寻常的项目。由于该等因素可能属非现金、性质不寻常，且并非管理层用以评估本公司经营表现的因素，AQN会就该等因素作出调整。AQN相信，提出这项措施将加强投资者对AQN经营表现的了解。调整后EBITDA并不代表根据美国公认会计原则确定的经营活动或经营结果提供的现金，并可能受到这些项目的正面或负面影响。有关调整后EBITDA与净利润的对账，请参阅本MD & A第38页开始的非公认会计准则财务指标。

调整后净收益

调整后净收益是许多投资者使用的一种非GAAP财务指标，用于比较运营净收益，而不受某些波动性主要为非现金项目的影响，这些项目通常没有当前经济影响，或被视为与公司经营业绩没有直接关系的项目，如收购费用或某些诉讼费用。AQN使用调整后的净收益来评估其业绩，而不影响（如适用）：外汇收益或亏损，外汇远期合约，利率互换，收购和过渡成本（包括与公司可再生能源业务2023年战略审查相关的费用）、安排税收股权融资的一次性费用，某些诉讼费用及无形资产及不动产、厂房及设备的减记、终止经营的收益或亏损、未实现的按市价计价的重估影响、与管理层继任及行政人员退休有关的成本，因税法变动而与前期调整有关的费用、与报废程序有关的费用、按公允价值列账的投资价值变动、处置资产的损益，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基础业务的表现，

的AQN。AQN认为，在此基础上分析和列报净收益或亏损将加强投资者对其业务经营表现的了解。调整后净收益并不代表根据美国公认会计原则确定的净收益或亏损，这些项目可能会受到正面或负面影响。关于调整后净收益与净收益的对账，请参见本MD & A第39页开始的非公认会计准则财务指标。

调整后的运营资金

调整后运营资金是投资者使用的非GAAP财务指标，用于比较运营活动提供的现金，而不受某些波动性项目的影响，这些项目通常没有当前经济影响，或被视为与公司运营业绩没有直接关系的项目（如收购费用）的影响。AQN使用来自运营的调整后资金来评估其业绩，而不受以下影响：（如适用）：营运资金结余、收购和过渡成本、某些诉讼费用、终止经营业务提供或使用的现金的变动，处置资产提供的现金和其他通常影响业务现金的非经常性项目，因为这些项目不能反映长期的情况，QN相关业务的长期业绩。AQN认为，在此基础上分析和列报来自运营的资金将加强投资者对其业务的运营表现的了解。来自运营的调整后资金并不代表根据美国公认会计原则确定的运营活动提供的现金，并且可能受到这些项目的正面或负面影响。关于运营业务调整后资金与运营业务提供的现金的对账，请参见本MD & A第40页开始的非公认会计准则财务指标。

能源销售净额

净能源销售额是投资者使用的非GAAP财务指标，用于确定用于产生收入的商品成本后的收入，这些收入通常会随着用于产生该收入的商品成本的增加或减少而增加或减少。AQN使用净能源销售额来评估其收入，而不受商品成本波动的影响，因为这些成本主要通过向客户收取的费率直接或间接传递。AQN认为，在此基础上分析和列报净能源销售将提高投资者对可再生能源集团收入产生的了解。它不打算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，请参阅本MD & A第33页的可再生能源集团—2023年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投资者使用的非GAAP财务指标，用于确定扣除商品成本（水、天然气或电力）后的公用事业收入，其中这些商品成本通常包括在公用事业客户的费率中作为转嫁。AQN使用公用事业净销售额来评估其公用事业收入，而不受商品成本波动的影响，因为这些成本主要由公用事业客户转嫁和支付。AQN认为，在此基础上分析和列报公用事业净销售额将提高投资者对监管服务集团收入产生的理解。它不打算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，请参阅本MD & A第23页的受监管服务集团—2023年受监管服务集团经营业绩。

分部营业利润

分部经营利润是非GAAP财务指标。AQN使用分部经营利润来评估其业务集团的经营业绩，而不受以下因素的影响。（如适用）：折旧及摊销费用、企业行政费用、所得税费用或收回、收购费用、某些诉讼费用、利息费用、衍生金融工具的损益、无形资产及不动产、厂房及设备的减记、外汇损益、终止经营的收益或损失（不包括正常经营过程中出售的资产）、非服务养恤金和离职后费用、资产处置的收益和损失以及其他通常非经常性或不寻常的项目。由于该等因素可能属非现金、性质不寻常，且并非管理层用以评估分部单位经营表现的因素，AQN会就该等因素作出调整。分部经营溢利计算包括间接投资赚取的利息、股息及股权收入，以及HLBV收入。AQN认为，提出这一措施将提高投资者对AQN部门经营业绩的了解。分部经营利润并不代表经营活动提供的现金或根据美国公认会计原则确定的经营成果，这些项目可能受到正面或负面影响。有关AQN主要业务单位的部门经营利润与收入的对账，请参见本MD & A第23页的受监管服务集团—2023年受监管服务集团经营业绩和第33页的可再生能源集团—2023年可再生能源集团经营业绩。

概述和业务战略

AQN是根据加拿大商业公司法成立的。AQN拥有并运营着受监管和非监管的发电、配电和输电资产的多元化投资组合。透过其业务，本公司旨在推动盈利及现金流量增长，以支持可持续股息及股价升值。AQN努力实现这些成果，同时也寻求维持与BBB平投资级信用评级一致的业务风险状况，并高度关注环境、社会和管治因素。

AQN目前向股东提供的季度股息为每股普通股0.1085美元，按年化计算为每股普通股0.4340美元。AQN认为，从长期来看，其目标年度股息支付将允许股东的投资回报和保留AQN内的现金，以部分资金增长机会。AQN所付股息水平的变动由AQN董事会（“董事会”）酌情决定，股息水平由董事会根据AQN的财务表现和增长前景定期检讨。

AQN的业务由两个主要业务部门组成，包括：监管服务集团，主要拥有和经营一个监管电力、供水和废水收集以及天然气公用事业系统和传输业务组合，在美国、加拿大、百慕大和智利；及可再生能源集团，主要拥有及经营或投资于非监管可再生能源及热能发电资产的多元化组合。

本公司正在寻求出售其可再生能源业务。由于是否、何时以及在何种条件下完成此类出售的不确定性，该公司没有提供2024年调整后每股普通股净收益指导（参见关于非GAAP措施的警告）。

业务结构概要

以下图表以摘要形式描述了AQN的主要业务。有关AQN组织结构的更详细说明，可在最新的AIF中找到。

受监管服务集团

受规管服务集团主要经营位于美国、加拿大、百慕大及智利的多元化受规管公用事业系统组合，截至2023年12月31日，服务约1，256，000个客户连接（平均每个连接2. 5个客户，即约3，140，000个客户）。监管服务集团致力于为客户提供安全、优质和可靠的服务，并为AQN提供稳定和可预测的收益。除鼓励及支持其服务范围内的有机增长外，受规管服务集团亦会透过收购额外公用事业系统及寻求“绿化车队”机会，寻求长期增长。

受监管服务集团的受监管配电公用事业系统和相关发电资产位于美国阿肯色州、加利福尼亚州、堪萨斯州、密苏里州、内华达州、新罕布什尔州和俄克拉荷马州以及百慕大，截至2023年12月31日，这些地区共为约309，000个电力客户连接提供服务。本集团亦拥有及经营总容量约为2. 0吉瓦的发电资产，并投资于净发电容量约为0. 3吉瓦的发电资产。

受规管服务集团的受规管水分配和废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、纽约州和得克萨斯州以及智利，截至2023年12月31日，共为约572，000个客户连接提供服务。

受监管服务集团的受监管天然气分配公用事业系统位于美国佐治亚州、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12月31日，这些系统共为约375，000个天然气客户连接提供服务。

以下为受规管服务集团截至2023年12月31日止十二个月按地理区域划分的收入明细。

可再生能源集团

可再生能源集团生产和销售其位于美国和加拿大的多样化可再生发电和清洁发电设施组合产生的电能。可再生能源集团寻求通过新的发电项目和补充项目（如储能）实现增长。

可再生能源集团于水力发电、风能、太阳能、可再生天然气（“可再生天然气”）及热力设施中拥有经济权益，于2023年12月31日，可再生能源集团应占之合并净发电容量约为2. 7吉瓦。约84%的电力输出根据长期合约安排出售，截至2023年12月31日，其生产加权平均剩余合约年期约为10年。

此外，可再生能源集团于AgricaSustainable Infrastructure plc（“AgricaSustainable Infrastructure”）拥有约42%间接实益权益。根据长期合同，Agricica拥有并经营一系列国际清洁能源和水基础设施资产组合，截至2023年12月31日，可供分配现金加权平均剩余合同年期约为13年。

以下是截至2023年12月31日可再生能源集团的净发电量细目，其中包括该公司在Atlantica约42%的权益。

重大更新

经营业绩

AQN相对去年同期的经营业绩如下：

终止对肯塔基电力公司和AEP肯塔基输电公司的收购。

2023年4月17日，AQN的间接子公司Liberty Utilities Co.(“Liberty Utilities”)与美国电力公司和AEP输电公司共同同意终止关于收购肯塔基电力公司和AEP肯塔基输电公司的股票购买协议(“肯塔基电力交易终止”)。

拟出售可再生能源业务

2023年5月11日，本公司宣布，董事会已启动对其可再生能源业务的战略审查(“战略审查”)。为了监督战略审查进程，董事会成立了一个战略审查委员会，由董事克里斯·赫斯基尔森(主席)、阿米·昌德和丹·戈德伯格组成。2023年8月10日，该公司宣布正在寻求出售其可再生能源业务。

业务简化

为配合本公司先前声明的简化业务目标，本公司于2024年1月4日购买了Ares先前拥有的Liberty Development Energy Solutions B.V.和Liberty Development JV Inc.(统称为“合资企业”)50%的权益，作为其不受监管的开发平台。因此，本公司于2023年录得非现金亏损1,890万美元，用于向合资企业发放开发贷款，而在以前的结构下，这些支出有资格作为开发费用资本化。合营公司持有的3.065亿美元可赎回非控股权益于2024年重新分类为长期债务。

此外，2024年1月26日，该公司开始结束其国际非监管开发活动，并将其在西班牙三个开发太阳能资产的权益以名义金额出售给Atlantica(见本文定义)，并记录了150万美元的减记。

完成可再生项目：

Deerfield II风力发电设施

2023年3月23日，可再生能源集团在其位于密歇根州休伦县的约112兆瓦的Deerfield II风电场实现了全面商业运营(“COD”)。根据一项可再生能源采购协议，Deerfield II风电设施已同意将其所有产出出售给Meta的子公司Srulus，Inc.。2023年6月15日，本公司完成收购此前并不拥有的Deerfield II风电设施剩余50%股权。

沙岭II风力设施

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约88兆瓦的沙岭II风能设施实现了COD。根据一项可再生能源采购协议，沙岭二期风力发电设施已同意将产出出售给一家领先的技术公司。2024年2月15日，公司完成了对沙岭二期风电设施剩余50%股权的收购，该股权之前并不属于该公司。

树荫橡树II风力设施

2023年10月10日，可再生能源集团在位于伊利诺伊州的约108兆瓦的Shady Oaks II风能设施实现了COD。根据一项可再生能源购买协议，Shady Oaks II风能设施已同意将产出出售给一家领先的金融机构。本公司持有该贷款的50%股权，按权益会计方法入账，并持有剩余50%股权的购买选择权。

新的市场太阳能设施

2024年3月1日，可再生能源集团在位于俄亥俄州的约100兆瓦新市场太阳能设施实现了COD。根据可再生能源购买协议，新市场太阳能设施已同意将产出出售给辛辛那提市和一家领先的电力服务提供商。本公司持有该贷款的50%股权，按权益会计方法入账，并持有剩余50%股权的购买选择权。

加州案件比率

2023年3月和4月，受监管服务集团在其Apple Valley Water、Park Water和Calpeo Electric系统收到了最终费率案例订单，年收入总计增加2960万美元，其中包括因费率基数提高而增加的约970万美元。2023年第一季度，订单追溯影响带来的一次性净收益收益约为370万美元，2023年第二季度又增加了1140万美元。

发行约8.5亿美元高级无抵押票据

2024年1月12日，Liberty公用事业公司完成了本金总额5亿美元、2029年1月31日到期的5.577%优先债券和本金总额3.5亿美元、2034年1月31日到期的5.869%优先债券的发售(统称“高级票据发售”)。Liberty Utilities使用高级票据发售的净收益来偿还债务。

发行约3.055亿美元证券化公用事业关税债券

2024年1月30日，帝国区电力公司的全资子公司帝国区债券（Empire District Bondco，LLC）完成发行本金总额约为1.805亿美元的4.943%证券化公用事业电价债券，到期日为1月1日，2035年和1.250亿美元本金总额为5.091%的证券化公用事业关税债券，到期日为2039年1月1日（统称“证券化债券”），收回与中西部极端天气事件有关的先前发生的合格异常费用，（如本文所定义）和与阿斯伯里发电厂退役有关的能源过渡成本。担保这些债券的主要资产是证券化的公用事业电价财产。

2023年第四季度运营业绩

截至2023年12月31日止三个月，AQN报告每股普通股基本净盈利为0. 27美元，而2022年同期每股普通股基本净亏损为0. 11美元，增加0. 38美元。

截至2023年12月31日止三个月，股东应占净盈利186.3百万元，主要由以下因素推动：

·调整后净利润为1.155亿美元，详见下文（参见非GAAP措施的警告）；

·按公允价值列账的投资收益（主要是公司对Alterica的投资）为1.228亿美元；部分被以下部分抵消：

·与简化公司发展战略有关的开发贷款减值2350万美元；

·其他净亏损1390万美元，主要是由于与战略审查相关的成本，以及出售公司可再生能源业务，以及注销偿还债务的递延融资成本。

截至2022年12月31日止三个月，股东应占亏损净额为74. 4百万元，主要由以下因素推动：

·调整后净利润为9760万美元，详见下文（参见非GAAP措施的警告）；

·可再生能源集团的资产销售收益为6280万美元；

·衍生金融工具收益640万美元；被抵消

·资产减值费用的非现金损失1.596亿美元，主要是在参议院风能设施上，（2012年开始商业运营），原因是ERCOT的预测能源价格下降，以及德克萨斯州沿海风电设施的股权法投资减值7590万美元，（定义见本文）主要是由于设施的持续拥挤挑战（统称“二零二二年减值”）。

截至2023年12月31日止三个月，AQN报告调整后每股普通股净利润为0.16美元，而2022年同期为0.14美元，增加了0.02美元（参见非公认会计准则措施的警告）。调整后净利润同比增加1790万美元（见非公认会计原则措施的警告）。这一增长的主要原因是：

·受监管服务集团的营业利润增加2390万美元，主要是由于监管机制和新费率的实施；

·可再生能源集团的运营利润增加610万美元，主要是由于德克萨斯州海岸风电设施的股权收入增加；

·税收回收增加700万美元，主要是由于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”）的确认增加；部分被以下因素抵消：

·由公司投资的额外资本推动的折旧费用增加730万美元；以及

·利息支出增加990万美元，原因是利率上升以及支持增长举措的借贷增加。

截至2023年12月31日止三个月，AQN的平均汇率为加拿大兑美元约0. 7343，而2022年同期则为0. 7364，而截至12月31日止三个月，智利比索兑美元的平均汇率约为0. 0011。二零二二年同期则为0. 0011。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的任何年度差异都会受到换算成AQN报告货币时平均汇率变化的影响。

截至2023年12月31日止三个月，AQN录得总收入666，900，000元，较2022年同期的748，000，000元减少81，100，000元或10. 8%。截至2023年12月31日止三个月，与2022年同期相比，影响AQN收益的主要因素如下：

2023年年度运营业绩

截至2023年12月31日止十二个月，AQN录得每股普通股基本净盈利0. 03美元，而2022年同期每股普通股基本净亏损0. 33美元，增加0. 36美元。

截至2023年12月31日止十二个月，股东应占净盈利为28，700，000元，主要由以下因素推动：

·调整后净利润为3.72亿美元，详见下文（参见非公认会计原则措施的警告）；部分抵消

·以公允价值列账的投资损失（主要是公司在Alterica的投资）为2.30亿美元；

·其他净损失1.329亿美元，包括6350万美元的证券化注销（定义见本文），以及因肯塔基电力交易终止而产生的4650万美元的资产减值和其他损失（“肯塔基电力减值”）。

截至2022年12月31日止十二个月的股东应占亏损净额为212. 0百万元，主要由以下因素推动：

·调整后净利润为4.203亿美元，详见下文（参见非GAAP措施的警告）；

·可再生能源集团的资产销售收益为6400万美元；

·以公允价值列账的投资损失（主要是公司在Alterica的投资）为4.991亿美元；

·2022年减值2.355亿美元。

截至2023年12月31日止的十二个月，AQN报告调整后每股普通股净利润为0.53美元，而2022年同期为0.61美元，减少了0.08美元（参见非公认会计准则措施的警告）。调整后净利润同比减少4830万美元（参见非公认会计准则措施的警告），主要原因是：

·可再生能源集团的HLBV收入减少2640万美元，原因是2012年委托项目的PTC资格终止；

·可再生能源集团的运营利润减少1250万美元，主要原因是风力发电量较2022年同期减少5.3%；

·少数股东应占收益（不包括HLBV）增加3460万美元，主要原因是公司在2022年第四季度出售了Odell、Deerfield和Sugar Creek风电设施的49%所有权权益；

·利息支出增加7510万美元，原因是利率上升以及支持增长举措的借贷增加；

·折旧费用增加1150万美元，由公司投入的额外资本推动；以及

·行政费用增加1020万美元，主要原因是技术费用，包括与网络安全相关的费用；部分被抵消

·监管服务集团的营业利润增加了9050万美元，主要是由于实施了新的费率；

·税收回收增加3920万美元，主要是由于与可再生能源项目相关的ITC和PTC的确认增加，以及净利润降低的税收影响。

截至2023年12月31日止十二个月，AQN的平均汇率为加拿大兑美元约0. 7410，而2022年同期则为0. 7682，而截至12月31日止十二个月，智利比索兑美元的平均汇率约为0. 0012。二零二二年同期则为0. 0011。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的任何同比差异，都会受到换算成AQN报告货币后平均汇率变化的影响。

截至2023年12月31日止十二个月，AQN录得总收益2，698，000，000元，而2022年同期则为2，765，000，000元，减少6，700，000元或2. 4%。截至二零二三年十二月三十一日止十二个月，导致AQN收益较二零二二年同期增加的主要因素如下：

2023年净收益摘要

截至2023年12月31日的三个月，股东应占净收益总计186.3美元，而2022年同期股东应占净亏损为7,440万美元，增加2.607亿美元或350.4%。截至2023年12月31日的12个月，股东应占净收益总计2,870万美元，而2022年同期股东应占净亏损为2.12亿美元，增加2.407亿美元，增幅为113.5%。下表概述了截至2023年12月31日的3个月和12个月的股东应占净收益(亏损)与2022年同期相比的变化。对这些因素的更详细分析可以在AQN：公司和其他费用项下找到。

截至2023年12月31日止三个月，经营活动提供的现金总额为200. 7百万美元，而2022年同期则为214. 6百万美元，减少13. 9百万美元，主要由于营运资金项目变动所致。在截至2023年12月31日的三个月内，来自运营的调整后资金总额为1.989亿美元，而2022年同期来自运营的调整后资金为1.919亿美元，增加了700万美元（参见关于非GAAP措施的警告）。

截至2023年12月31日止三个月，经调整EBITDA总额为334. 3百万美元，而2022年同期为295. 5百万美元，增加38. 8百万美元或13. 1%（见非公认会计原则措施的警告）。对这一差异的更详细分析见下文非公认会计原则财务指标下的调整后EBITDA与净利润的对账。

截至2023年12月31日止十二个月，经营活动提供的现金总额为628. 0百万美元，而2022年同期则为619. 1百万美元，增加8. 9百万美元，主要由于营运资金项目变动所致。截至2023年12月31日止的12个月内，来自运营的调整后资金总额为7.246亿美元，而2022年同期来自运营的调整后资金为7.903亿美元，减少了6570万美元（参见关于非GAAP措施的警告）。

截至2023年12月31日止十二个月，经调整EBITDA总额为1，235. 4百万美元，而2022年同期为1，192. 8百万美元，增加4，260万美元或3. 6%（请参阅非公认会计原则措施的注意事项）。对这一差异的更详细分析见下文非公认会计原则财务指标下的调整后EBITDA与净利润的对账。

2023年调整后EBITDA摘要

截至2023年12月31日止三个月的经调整EBITDA（见非公认会计准则措施的警告）总计为334.3百万美元，而2022年同期为295.5百万美元，增加38.8百万美元或13. 1%。 截至2023年12月31日止十二个月的经调整EBITDA总额为1，235，400，000元，而2022年同期则为1，192，800，000元，增加4，260，000元或3. 6%。按公司主要业务部门划分的经调整EBITDA明细和变动摘要如下。

监管服务集团

受规管服务集团主要经营费率受规管的公用事业，截至2023年12月31日，该公司为电力、天然气、水和废水行业的约1，256，000个客户连接提供配电服务，较2022年12月31日增加约6，000个客户连接。

监管服务集团的战略是通过收购有机增长其业务。受规管服务集团相信，透过建立建设性的监管及客户关系，以及加强其经营所在社区的客户联系，可将业务业绩最大化。

受规管服务集团按公用事业系统类型（电力、天然气、供水和废水系统）汇总其公用事业业务的表现。

配电系统由受监管的配电公用事业系统组成，截至2023年12月31日，该系统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309，000个客户连接提供服务。

天然气分配系统由受监管的天然气分配公用事业系统组成，截至2023年12月31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约375，000个客户连接提供服务。

水和废水分配系统由受管制的水分配和废水收集公用事业系统组成，截至2023年12月31日，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572，000个客户连接提供服务。

2023年度使用结果

截至2023年12月31日止三个月，配电系统总使用量为1，537. 3兆瓦时，较2022年同期的1，577. 5兆瓦时减少40. 2兆瓦时或2. 5%。电力消耗减少主要由于Empire Electric System天气转暖所致。

截至2023年12月31日止十二个月，配电系统的总使用量为6，561. 5兆瓦时，较2022年同期的6，748. 9兆瓦时减少187. 4兆瓦时或2. 8%。电力消耗减少主要是由于帝国电力系统的冬季较暖，夏季较冷。

受监管服务集团约47%的配电系统收入预计不会受到客户使用变化的影响，因为它们受到容量解耦或代表固定费用账单。

截至2023年12月31日止三个月，天然气分配系统的使用量合共9，252，000百万吨单位，较2022年同期的11，156，000百万吨单位减少1，904，000百万吨单位或17. 1%。客户使用量减少主要是由于中部各州和帝国区天然气系统的天气变暖。

截至2023年12月31日止十二个月，天然气分配系统的使用量合共为39，037，000百万吨单位，而2022年同期为41，519，000百万吨单位，减少2，482，000百万吨单位或6. 0%。客户使用量减少主要是由于中部各州、新英格兰天然气和帝国地区天然气系统的天气变暖。

监管服务集团约86%的天然气分配系统收入预计不会受到客户使用变化的影响，因为它们受到容量解耦或代表固定费用账单。

截至2023年12月31日止三个月，供水及废水分配系统向客户提供约101. 88亿加仑水，并处理约8. 69亿加仑废水。相比之下，二零二二年同期提供的98.51亿加仑水和处理的8.22亿加仑废水，提供的总加仑增加了3.37亿加仑或3.4%，处理的总加仑增加了4700万加仑或5.7%。供水量的增加主要是由于利奇菲尔德公园供水系统的客户增长，而污水处理量的增加主要是由于利奇菲尔德公园和Rio Rico供水系统的客户增长。

截至2023年12月31日止十二个月，供水及废水分配系统向客户提供约414. 35亿加仑水，并处理约33. 50亿加仑废水。相比之下，二零二二年同期提供的415.27亿加仑水和处理的32.33亿加仑废水，提供的总加仑减少了9200万加仑或0.2%，处理的总加仑增加了1.17亿加仑或3.6%。供水量的减少主要是由于加州干旱限制公园供水系统。废水处理量的增加主要是由于利奇菲尔德公园和里奥里科水务系统的客户增长。

受监管服务集团约50%的水和废水分配系统收入预计不会受到客户使用变化的影响，因为它们受到容量解耦或代表固定费用账单。

2023年受监管服务集团经营业绩

2023年第四季度经营业绩

截至2023年12月31日止三个月，受规管服务集团录得收入5.649亿美元（即，2.97亿美元的受管制电力分配，1.674亿美元的受管制天然气分配和1.005亿美元的受管制水回收和分配），而上一年同期的收入为6.366亿美元（即，3.258亿美元的受规管电力分配、2.218亿美元的受规管天然气分配和8 900万美元的受规管水回收和分配）。

截至2023年12月31日止三个月，受监管服务集团报告分部经营利润（不包括企业行政费用）为2.383亿美元，而去年同期为2.144亿美元（见非公认会计准则措施的注意事项）。

下表总结了这些变化的要点：

2023年度经营业绩

截至2023年12月31日止的十二个月，监管服务集团报告收入为23.157亿美元，（包括12.955亿美元的受规管电力分配收入、6.212亿美元的受规管天然气分配收入和3.991亿美元的受规管水回收和分配收入）相比，收入为2美元，上一年同期的3.300亿美元（包括12.789亿美元的受管制电力分配收入、6.867亿美元的受管制天然气分配收入和3.644亿美元的受管制水回收和分配收入）。

在截至2023年12月31日的12个月内，受监管服务集团报告的事业部营业利润(不包括公司管理费用)为9.541亿美元，而去年同期为8.636亿美元(见关于非GAAP措施的注意事项)。

下表总结了这些变化的要点：

监管程序

下表汇总了受监管服务集团内目前正在进行、已完成或将于2023年生效的主要监管程序。

与中西部极端天气事件和阿斯伯里退休有关的诉讼程序

二零二一年二月，德克萨斯州及美国中部部分地区遭遇极端冬季风暴（“中西部极端天气事件”），导致Empire Electric代表客户购买燃料及电力的成本大幅增加。

当Empire Electric于二零二一年五月提交其最近一宗密苏里州费率案件（“Empire费率案件”）时，包括要求收回与中西部极端天气事件有关的费用。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方式为非常天气事件成本回收提供资金的选择（“证券化法规”）。当它在2022年1月提交了反证证词时，帝国电气从其费率请求中删除了与中西部极端天气事件相关的所有费用。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，帝国电气分析了退役于1970年建造的燃煤发电机组Asbury的影响，并确定这样做将为客户带来可观的节省。Asbury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”）发布行政会计令（“AAO”），指示帝国电气自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开支的影响。

帝国电气最初试图在帝国费率案中收回与阿斯伯里相关的收入和费用，以及AAO的余额。于证券化法规通过后，所有Asbury相关结余已从Empire Rate案移除，而Empire Electric于2022年3月21日提交呈请，要求根据证券化法规将Asbury相关结余证券化。帝国电气寻求授权发行约1.41亿美元的证券化公用事业关税债券，用于其阿斯伯里成本，其中包括约2100万美元的资产退休债务，这是帝国电气将从阿斯伯里退休中收回但尚未发生的成本估计。

于2022年4月27日，MPSC发布命令，以进行听证，合并有关Asbury和中西部极端天气事件的证券化量子融资的案件，听证会于2022年6月13日的一周举行。于2022年8月18日及2022年9月22日，MPSC分别发布及修订了一份报告及命令，授权Empire Electric将约2.904亿美元的合格非常成本（中西部极端天气事件）、能源转型成本（阿斯伯里）及与拟议证券化相关的前期融资成本证券化（“证券化命令”）。证券化令授权的金额与本公司就该等事宜递延的费用大致一致。帝国电气公司提交了一份重审请求，要求重新考虑MPSC拒绝收回中西部极端天气事件成本的5%，其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账面费用等问题。2022年10月12日，MPSC驳回了所有重审动议。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月听取口头辩论。2023年8月1日，法院确认了2.904亿美元的证券化金额以及截至发行日期的某些额外持有成本。该公司于2024年1月30日完成了发行本金总额为3.055亿美元的证券化债券，以符合MPSC的命令，以收回与中西部极端天气事件和阿斯伯里的剩余账面价值相关的成本。MPSC的命令排除了与阿斯伯里相关的一部分账面成本和税款，该公司一次性净亏损6350万美元（扣除税款4850万美元）（“证券化核销”）。

可再生能源集团

2023年第四季度可再生能源集团业绩

截至2023年12月31日止三个月，可再生能源集团产生2，233. 5吉瓦时的电力，而2022年同期则为2，134. 3吉瓦时。

截至2023年12月31日止三个月，水力发电设施发电量为160. 9吉瓦时，较2022年同期的160. 4吉瓦时增加0. 3%。发电量占LTAR的108. 0%，而二零二二年同期则为107. 7%。

截至2023年12月31日止三个月，风电设施产生1，940. 8吉瓦小时的电力，而2022年同期则为1，853. 7吉瓦小时，增加4. 70%。不包括2023年3月23日达到COD的Deerfield II风力设施、2023年9月16日达到COD的Sandy Ridge II风力设施和2023年10月10日达到COD的Shady Oaks II风力设施，产量比去年同期下降7.9%。风电设施（包括新设施）产生的电力相等于LTAR的82. 7%，而二零二二年同期则为90. 0%。

在截至2023年12月31日的三个月内，太阳能设施的发电量为100.1吉瓦时，而2022年同期的发电量为90.5千兆瓦时，增长10.6%。不包括2022年12月21日实现COD的Dalewood太阳能设施和2023年11月6日实现COD的Hayhurst新墨西哥州太阳能设施，产量比去年同期增长3.6%。太阳能设施，包括新设施，发电量相当于长期目标年发电量的109.9%，而2022年同期为106.3%。

截至2023年12月31日的三个月，热力设施的发电量为31.7千兆瓦-小时，而2022年同期的发电量为29.7千兆瓦-小时。在同一时期，温莎船闸热设施产生了1449亿磅的蒸汽，而2022年同期的蒸汽为1305亿磅。

2023年可再生能源集团年度业绩

在截至2023年12月31日的12个月内，可再生能源集团的发电量为7,669.0千兆瓦时，而2022年同期为8,178.6千兆瓦时。

截至2023年12月31日止十二个月内，水电设施的发电量为611.4吉瓦时，较2022年同期的609.2吉瓦时增长0.4%。发电量占长期转化率的100.7%，而2022年同期为100.4%。

截至2023年12月31日止十二个月内，风力发电设施的发电量为6,459.0千兆瓦小时，较2022年同期的6,823.0千兆瓦小时减少5.3%。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Deerfield II风能设施、2023年9月16日达到COD的沙岭II风能设施和2023年10月10日达到COD的Shady Oaks II风能设施，产量比去年同期下降11.5%。风力发电设施的发电量相当于LTAR的81.9%，而2022年同期为93.5%。

在截至2023年12月31日的12个月内，太阳能设施的发电量为468.7吉瓦时，而2022年同期的发电量为469.8吉瓦时，降幅为0.2%。不包括2022年12月21日实现COD的Dalewood太阳能设施和2023年11月6日实现COD的Hayhurst新墨西哥州太阳能设施，产量比去年同期下降1.7%。太阳能设施的发电量相当于长期平均发电量的98.8%，而2022年同期为100.5%。

在截至2023年12月31日的12个月内，热力设施的发电量为129.9 GW-小时，而2022年同期的发电量为276.6 GW-小时。在截至2023年12月31日的12个月里，温莎船闸热设施产生了5239亿磅的蒸汽，而2022年同期的蒸汽产量为5202亿磅。

2023年第四季度经营业绩

截至2023年12月31日止三个月，可再生能源集团的设施产生营业收入8210万美元（即，不受管制的能源销售），而上一年同期为8，860万美元。

截至2023年12月31日止三个月，可再生能源集团的设施产生了1.076亿美元的部门经营利润，而2022年同期为1.015亿美元，增长了610万美元或6.0%（参见非公认会计准则措施的注意事项）。

下表总结了这些变化的要点：

2023年度经营业绩

截至2023年12月31日止十二个月，可再生能源集团的设施产生营业收入2.963亿美元（即，不受管制的能源销售），而上一年同期为3.508亿美元。

截至2023年12月31日止的十二个月，可再生能源集团的设施产生了3.718亿美元的分部经营利润，而2022年同期为4.107亿美元，减少了3890万美元或9.5%（见非公认会计准则措施的注意事项）。

下表总结了这些变化的要点：

AQN：公司和其他费用

2023年第四季度企业及其他支出

截至2023年12月31日止三个月，行政开支总额为1930万美元，而2022年同期则为2120万美元。减少的主要原因是支出的时间安排。

截至2023年12月31日止三个月，利息开支合共87. 9百万元，而2022年同期则为78. 0百万元。增加约四分之一是由于2023年已动用的资本提供资金，而增加四分之三是由于浮息借贷利率上升所致。

截至2023年12月31日止三个月，折旧开支总额为122. 1百万元，而2022年同期则为114. 8百万元。

截至2023年12月31日止三个月，按公平值列账的投资变动合共收益122. 8百万美元，而2022年同期则亏损14. 7百万美元。本公司以公允值法记录其若干投资（包括Cultica），因此，投资公允值的任何变动均记录于综合经营报表（见年度综合财务报表附注8）。

截至2023年12月31日止三个月，退休金及离职后非服务成本合共为480万美元，而2022年同期则为460万美元。增加主要由于利息成本上升及计划资产预期回报率下降所致。

截至2023年12月31日止三个月，其他净亏损为13. 9百万美元，而2022年同期则为2. 1百万美元。该增加主要是由于与寻求出售公司可再生能源业务相关的成本500万美元，以及赎回公司6.875%固定至浮动次级票据—系列2018—A（“2018年次级票据”）的递延融资成本850万美元。请参阅年度综合财务报表附注19。

截至2023年12月31日止三个月，衍生金融工具的收益合共为60万美元，而2022年同期则为收益640万美元。AQN使用衍生工具管理商品价格、外汇汇率和利率变动的风险。二零二三年及二零二二年第四季度之收益主要与利率衍生工具按市价计值有关。

截至2023年12月31日止三个月，录得所得税回收1，200，000元，而2022年同期则录得所得税回收2，860，000元。所得税收回减少主要是由于盈利增加及与Agricica投资公平值变动有关的税务影响所致。所得税收回减少部分被可再生能源集团于二零二二年录得估值拨备及应计税项抵免相关税项影响所抵销。截至2023年12月31日止三个月，本公司应计1930万美元的ITC和PTC，主要与截至2023年底已投入使用的可再生能源项目有关，而2022年同期则录得470万美元。

2023年度企业及其他支出

截至2023年12月31日止十二个月，行政开支合共90. 4百万元，而2022年同期则为80. 2百万元。增加的主要原因是技术成本，包括与网络安全相关的成本，以及先前显示为运营开支的成本，由于公司增加了使用其共享服务模式以提高未来运营效率，现显示在行政开支中。

截至2023年12月31日止十二个月，利息开支合共353. 7百万元，而2022年同期则为278. 6百万元。增加约四分之一是由于2023年已动用的资本提供资金，而增加四分之三是由于浮息借贷利率上升所致。

截至2023年12月31日止十二个月，折旧开支合共467. 0百万元，而2022年同期则为455. 5百万元。增加主要是由于整体物业、厂房及设备增加所致。

截至2023年12月31日止十二个月，按公平值列账的投资变动合共亏损230. 0百万元，而2022年同期则亏损499. 1百万元。本公司以公允值法记录其若干投资（包括Cultica），因此，投资公允值的任何变动均记录于综合经营报表（见年度综合财务报表附注8）。

在截至2023年12月31日的12个月中，养老金和离职后非服务成本总计1990万美元，而2022年同期为1100万美元。增加的主要原因是利息成本上升和计划资产预期回报率下降。

在截至2023年12月31日的12个月中，其他净亏损为1.329亿美元，而2022年同期为2140万美元。增加的主要原因是肯塔基电力减值4,650万美元、证券化冲销6,350万美元、2018年附属票据赎回递延融资成本850万美元的冲销以及与战略审查和寻求出售公司可再生能源业务相关的成本1,250万美元，但因结算2020年收购的苏拉里斯供水系统的购买价格而产生的1,200万美元或有收益部分抵消了这一增长。见年度综合财务报表附注19。

在截至2023年12月31日的12个月中，衍生金融工具的收益总额为460万美元，而2022年同期的收益为440万美元。AQN使用衍生品工具来管理对大宗商品价格、汇率和利率变化的敞口。截至2023年12月31日的12个月和截至2022年12月31日的12个月的收益主要与利率衍生品按市值计价有关。

在截至2023年12月31日的12个月中，所得税退税为8,630万美元，而2022年同期的所得税退税为6,150万美元。所得税回收增加的主要原因是与可再生能源集团2022年记录的估值免税额相关的税收影响和应计税收抵免。这些退税被与Atlantica投资的公允价值变化和收益增加相关的税务影响部分抵消。在截至2023年12月31日的12个月内，本公司应计至2023年底已投入使用的主要与可再生能源项目相关的ITC和PTC为5480万美元，而2022年同期为1840万美元。

非公认会计准则财务衡量标准

调整后EBITDA与净收益的对账

下表摘自合并业务报表，应结合合并业务报表一并阅读。本补充披露旨在更全面地解释与调整后EBITDA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，这一措施不应被解释为美国公认会计准则合并净收益的替代方案。

调整后净收益与净收益的对账

下表源自综合经营报表，并应与综合经营报表一并阅读。此补充披露旨在更全面地解释有关经调整净盈利的披露，并提供有关AQN经营表现的额外资料。投资者应注意，根据美国公认会计原则，该措施不应被解释为综合净收益的替代方案。

下表显示净盈利与经调整净盈利（不包括该等项目）的对账：

截至2023年12月31日止三个月，经调整净盈利总额为115. 5百万元，而2022年同期的经调整净盈利为97. 6百万元，增加17. 9百万元。

在截至2023年12月31日的12个月中，调整后净收益总计为3.72亿美元，而2022年同期调整后净收益为4.203亿美元，减少了4830万美元。

调整后的业务资金与业务活动提供的现金的对账

下表摘自合并业务表和合并现金流量表，应与之一并阅读。这一补充披露旨在更全面地解释与业务部门调整后资金有关的披露，并提供与AQN的经营业绩相关的更多信息。告诫投资者，这一措施不应被解释为根据美国公认会计准则经营活动提供的现金的替代方案。

下表显示了不包括这些项目的业务活动提供的现金与业务活动调整后资金的调节：

在截至2023年12月31日的三个月中，来自运营部门的调整后资金总额为1.989亿美元，而2022年同期来自运营部门的调整后资金为1.919亿美元，增加了700万美元，主要是由于2023年支付的现金利息增加。

在截至2023年12月31日的12个月中，来自运营的调整资金总额为7.246亿美元，而2022年同期的来自运营的调整资金为7.903亿美元，减少6570万美元，主要是由于2023年支付的现金利息增加。

不动产、厂房和设备支出汇总表

2023年第四季度物业、厂房及设备支出

截至2023年12月31日止三个月，受规管服务集团作出资本开支227. 1百万元，而2022年同期则为332. 0百万元。监管服务集团在2023年第四季度的投资主要与输电和配电主更换的建设、新建和现有变电站资产的工作以及与水、电力和天然气系统的安全性和可靠性相关的举措有关。

截至二零二三年十二月三十一日止三个月，可再生能源集团作出资本开支32. 6百万元，而二零二二年同期则为103. 4百万元。可再生能源集团于2023年第四季度的投资主要与开发及╱或建设多个项目及现有营运场地的持续维护资金有关。

2023年度厂房和设备支出

截至2023年12月31日止十二个月，受规管服务集团产生资本开支742. 0百万元，而2022年同期则为1，594. 9百万元。监管服务集团于2023年的投资主要涉及输配电主更换的建设、新建和现有变电站资产的工作，以及与电力和天然气系统的安全性和可靠性有关的举措。 监管服务集团在2022年的投资包括6.09亿美元用于收购Liberty Utilities（New York Water）Corp.（前纽约美国水务公司）。

截至2023年12月31日止十二个月，可再生能源集团产生资本开支320. 3百万元，而2022年同期则为176. 6百万元。可再生能源集团于2023年的投资主要与收购Deerfield II风力设施先前无拥有部分，以及开发及╱或建设多个项目及现有营运场地的持续维持资金有关。

资产和资本储备

AQN为受规管服务集团及可再生能源集团提供循环信贷及信用证融资以及独立信贷融资，以管理各部门之流动资金及营运资金需求（统称“银行信贷融资”）。

银行信贷融资

下表载列于二零二三年十二月三十一日可供AQN及其经营集团使用的银行信贷融资：

公司

于2023年3月31日，本公司的高级无抵押循环信贷融资（“企业信贷融资”）经修订并重列，以将借贷能力从5亿美元增加至10亿美元，新到期日为2028年3月31日。于2023年12月31日，企业信贷融资已提取779.1百万美元，并有240万美元未偿还信用证。

于2023年3月31日，本公司订立了一项新的7500万美元未承诺双边信贷融资。于2023年6月1日，公司终止其先前的5000万美元未承诺双边信贷融资。截至2023年12月31日，本公司已从其7500万美元的未承诺信用证融资中发出3550万美元的信用证。

受监管服务集团

截至2023年12月31日，受规管服务集团10亿美元的高级无抵押循环信贷融资（“长期受规管服务信贷融资”）已提取3.71亿美元，并有3920万美元未偿还信用证。长期受监管服务信贷工具于2027年4月29日到期。截至2023年12月31日，受监管服务集团已发行及未偿还商业票据4.817亿美元。于2023年10月27日，本公司将监管服务集团5亿美元的高级无抵押循环信贷融资（“短期监管服务信贷融资”）的到期日从2024年2月28日延长至2024年10月25日。于2023年12月31日，短期受规管服务信贷融资已提取125. 0百万美元，并无未偿还信用证。

于2023年12月31日，受规管服务集团的75. 0百万美元高级无抵押循环信贷融资（“百慕大信贷融资”）已提取75. 0百万美元。季度结束后，于2024年1月29日，公司修订了百慕大信贷额度，将限额增加了2500万美元至1亿美元。

于2023年12月31日，受规管服务集团2500万美元的高级无抵押双边循环信贷融资（“百慕大营运资本融资”）已提取1150万美元。

于2022年11月30日，受规管服务集团修订及重列其11亿元高级无抵押银团延迟提取期融资（“受规管服务延迟提取期融资”），新到期日为2023年11月29日。 于2023年4月25日，本公司选择终止余下未提取款项489.6百万元。于2023年10月27日，本公司将受监管服务延迟提取期限融资的到期日由2023年11月29日延长至2024年10月25日。 截至2023年12月31日，受监管服务延迟提取期限融资已提取6.104亿美元，涉及收购Liberty NY Water。

可再生能源集团

于2023年12月31日，可再生能源集团的5亿美元高级无抵押银团循环信贷融资（“可再生能源信贷融资”）已提取262.6百万美元，并有660万美元未偿还信用证。可再生能源信贷机制于2027年7月22日到期。

于2023年12月31日，可再生能源集团的银行额度包括6亿美元信用证融资（“可再生能源信用证融资”），包括2. 50亿美元未承诺双边信用证融资及3. 50亿美元未承诺信用证融资。于2023年12月31日，可再生能源信用证设施的未偿还信用证为385. 4百万美元。

长期债务

于2023年3月13日，本公司于到期日偿还15，000，000元优先无抵押票据。

于2023年7月31日，本公司于到期日偿还75. 0百万美元的优先无抵押票据。

于2023年11月1日，本公司于到期日偿还一份5，000，000元的优先无抵押票据。

于2023年11月6日，本公司按相等于本金额100%的赎回价连同应计及未付利息赎回全部287. 5百万元2018年后偿票据。

发行8.5亿美元优先无抵押债券

2024年1月12日，Liberty Utilities完成了本金总额为5亿美元的优先票据发行，该优先票据于2029年1月31日到期；（“2029年票据”）及本金总额为3.5亿美元的5.869%优先票据于2034年1月31日到期（“2034年票据”，连同2029年票据，统称“优先票据”）。优先票据为Liberty Utilities的无抵押及非后偿债务，与Liberty Utilities的所有现有及未来无抵押及非后偿债务享有同等地位，且享有任何现有及未来Liberty Utilities后偿债务的优先付款权。二零二九年票据按发行价面值的99. 996%定价，二零三四年票据按发行价面值的99. 995%定价。Liberty Utilities使用出售优先票据所得款项净额偿还债务。

发行3.055亿美元的证券化公用事业电费债券

2024年1月30日，帝国区电力公司的全资子公司帝国区债券有限责任公司完成了证券化债券的发行，该债券包括约1.805亿美元的总本金额为4.943%的证券化公用事业电价债券，到期日为1月1日，2035年和1.250亿美元的本金总额为5.091%的证券化公用事业关税债券，到期日为2039年1月1日，以收回先前发生的与中西部极端天气事件相关的合格非常成本和与阿斯伯里发电机退役相关的能源过渡成本，厂担保证券化债券的主要资产为证券化公用事业电价财产。

发行约11亿元附属债券

于2022年1月18日，本公司完成（i）于2082年1月18日到期的本金总额为7.50亿美元的承销公开发售，本金总额为4.75%，固定至固定重置利率的次级票据系列2022—B。（"美国照会"）；及（ii）于加拿大包销公开发售本金总额为4亿加元的5. 25%固定至固定重置利率的次级次级债券系列2022—2082年1月18日到期（“加拿大票据”，连同美国票据，“次级票据”）。下表概述发售后发票据所得款项净额之预期用途与该等所得款项净额之实际用途比较：

信用评级

AQN获标准普尔金融服务有限责任公司（“标准普尔”）长期综合企业信用评级BBB、DBRS Limited（“DBRS”）BBB评级及惠誉评级公司BBB发行人评级。（"惠誉"）。Liberty Utilities的企业信用评级为S & P BBB，惠誉的BBB发行人评级和穆迪投资者服务公司的Baa2发行人评级。（"Moody's"）。自由公用事业公司发行的债券评级为标准普尔的BBB、惠誉的BBB+和穆迪的Baa2。Liberty Utilities Finance GP 1（“Liberty GP”）发行的债务评级为DBRS BBB（高）、惠誉BBB+、标准普尔BBB和穆迪Baa2。 帝国银行的发行人评级为标准普尔BBB，穆迪评级为Baa1。Liberty Utilities（Canada）LP是受监管服务集团旗下加拿大受监管公用事业的母公司，其发行人评级为DBRS BBB。Algonquin Power Co.（“APCO”）拥有标准普尔的BBB发行人评级、DBRS的BBB发行人评级和惠誉的BBB发行人评级。由Empire District Bondco，LLC发行的固定利率证券化公用事业关税债券（系列2024—A）的评级为标准普尔和穆迪的AAA（sf）。

于二零二三年四月，继肯塔基电力交易终止公告后，DBRS、惠誉、标普及穆迪各自就本公司及其附属公司的信贷评级作出公告。DBRS和惠誉均确认其对该公司及其子公司的评级和稳定展望，标普确认其评级，并将其对该公司及其子公司的展望从负面修订为稳定，穆迪确认其对Liberty Utilities和Liberty GP的评级和稳定展望。

2023年5月，在战略评估报告公布后，S将APCO列入信用观察名单，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，在完成战略评估和本公司宣布将继续出售其可再生能源业务后，S和惠誉就本公司及其子公司的信用评级发表了公告。S确认了对亚青核及其受监管的公用事业子公司的评级，并将安邦的前景从信用观察上调至发展中。惠誉肯定了AQN的评级，并将APCo列入评级观察演变。S和惠誉都预计，一旦了解到更多交易细节，他们将解决各自对APCO的评级观察。

合同义务

截至2023年12月31日的合同义务信息如下：