本MD&A包括适用的加拿大证券法所指的“前瞻性信息”和适用的美国证券法所指的“前瞻性陈述”，包括1995年的“私人证券诉讼改革法案”(本文统称为“前瞻性陈述”)。所有前瞻性陈述均基于我们的信念以及基于作出假设时可获得的信息的假设，以及管理层对历史趋势、当前状况和预期未来发展的经验和认知，以及在这种情况下被认为适当的其他因素。这些前瞻性陈述不是事实，但只有预测，而且一般可以通过使用包含以下短语的陈述来识别：“可能”、“将”、“可以”、“将”、“应该”、“相信”、“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”、“预见”、“潜在”、“使能”、“继续”或其他类似术语。这些陈述不能保证我们未来的表现、事件或结果，而且可能存在风险。不确定性和其他重要因素，可能导致我们的实际业绩、事件或结果与前瞻性声明中陈述或暗示的内容大不相同。

具体地说，本MD&A包含前瞻性陈述，包括但不限于：收购哈特兰(定义见下文)及其在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的整个业务运营，包括根据哈特兰收购获得的成交条件和监管批准以及收购的预期时间和完成；收购哈特兰将产生的利息、税项、折旧和摊销前的年度平均收益(“EBITDA”)和预期从此类交易中产生的其他收益；公司的2024年展望，包括调整后的EBITDA、自由现金流、每股年化股息、持续资本和能源营销毛利率；公司扩大的增长目标是到2028年实现1.75千兆瓦，目标投资35亿美元，预计到2028年实现3.5亿美元的年度EBITDA；到2028年公司的开发管道扩大到10千兆瓦；公司为股东提供长期价值的投资战略；到2024年的普通股股息水平；公司的在建项目，包括资本成本、商业运营的时机和预期的年度EBITDA；2024年花园平原、北方金田太阳能、肯特希尔斯、基斯山输电、白岩和地平线山的新资产增加的影响；开发早期和后期项目；实现转让临时技术转让产生的预期效益(定义见下文)

从白岩和地平线山风能项目；根据联合开发协议与Hancock执行增长；EBITDA的比例将从可再生资源增加到2028年底增加到70%；公司有能力实现其长期脱碳目标，到2045年净零；碳排放在2015年的排放水平减少75%到2026年；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；对债务再融资的预期；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：除已宣布的法律法规外，适用法律和法规没有重大变化；燃料和购买电力成本没有重大变化；对长期投资和信贷市场没有重大不利影响；电价和对冲假设没有重大变化，包括对冲的数量和价格；天然气大宗商品价格和运输成本没有重大变化；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；我们的可再生资产的完整性和可靠性没有重大变化；计划内和计划外的停电和我们资产的使用；公司的债务和信用评级没有重大变化。

前瞻性陈述会受到许多重大风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素可能会导致实际计划、业绩、结果或结果与当前的预期大不相同。可能对本MD&A中包含的前瞻性陈述明示或暗示的内容产生不利影响的因素包括以下风险：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；未能或延迟完成哈特兰收购；未能实现哈特兰收购的好处，包括无法将战河碳枢纽项目推进到最终投资决定或商业运营，以及哈特兰投资组合在完成交易前的中期价值损失；产量减少；获得资本受到限制，借款成本增加，包括以合理条件或根本不适用的方式筹集债务、股权或税收股权的任何困难；劳资关系重要，劳动力供应减少以及继续为我们的运营和设施配备员工的能力；对关键人员的依赖；我们供应链的中断，包括我们获得必要设备的能力；不可抗力索赔；我们在预期时间表上或在我们的增长项目方面获得监管机构和任何其他第三方批准的能力；长期承诺

天然气运输能力可能不会随着时间的推移得到充分利用；公司的对冲地位产生的不利财务影响；与开发和建设项目相关的风险，包括与增加的资本成本、许可、劳工和工程风险、与承包商的纠纷以及此类项目建设或投产的潜在延误；加元兑美元和澳元的大幅波动；短期和长期电力供需的变化；交易对手信用风险和我们应收账款的任何更高的损失率；无法实现我们的环境、社会和治理(ESG)目标；能源转型对我们业务的影响；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；商品风险管理和能源交易风险，包括本公司与对冲和交易程序相关的风险管理工具的有效性，以防范重大损失；我们以提供预期回报的价格签约发电并在合同到期时更换合同的能力；我们运营所在司法管辖区的立法、监管和政治环境的变化；环境要求以及这些要求下的变化或债务；输电和配电中断；天气的影响，包括人为或自然灾害和其他与气候变化有关的风险；成本增加；发电机组的相对效率或容量因数降低；燃料来源中断，包括运行我们设施所需的天然气、煤炭、水、太阳能或风能资源；运营风险、计划外停电和设备故障，以及我们以具有成本效益或及时的方式或根本没有能力进行或完成任何维修；未能达到财务预期；国内和国际总体经济和政治事态发展，包括武装敌对行动、恐怖主义威胁、不利外交事态发展或其他类似事件；我们经营业务中的行业风险和竞争；证券的结构从属关系；公共健康危机风险；保险覆盖范围的不足或不可用；我们的所得税拨备和任何重估风险；以及涉及公司的法律、法规和合同纠纷和诉讼。上述风险因素和其他因素在本MD&A的治理和风险管理部分以及我们的AIF截至2023年12月31日的年度风险因素部分有更详细的描述。

请读者在评估前瞻性陈述时仔细考虑这些因素，这些前瞻性陈述仅反映了公司截至本文发表之日的预期，并告诫读者不要过度依赖这些陈述。本文中包含的前瞻性陈述如下

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，除非适用法律另有要求。本文所载财务展望的目的是向读者提供有关管理层目前的期望和计划的信息，并提醒读者，此类信息可能不适合用于其他目的。鉴于这些风险、不确定性和假设，前瞻性陈述可能会以与我们所描述的不同的程度或不同的时间发生，也可能根本不会发生。我们不能保证预期的结果或事件将会实现。

TransAlta是一家加拿大公司，也是加拿大最大的上市发电厂之一。公司成立于1911年，目前在电力开发、生产和销售方面已有112多年的经营经验。我们拥有、运营和管理一个地理上多样化的发电资产组合，包括水、风能、太阳能、电池储存、天然气和过渡煤。我们是加拿大最大的风力发电公司之一，也是艾伯塔省最大的水力发电公司。我们还拥有行业领先的能源营销能力，通过在动态的市场条件下为我们自己和我们的客户确保和优化高价值产品和市场，寻求最大限度地提高利润率。我们的商业和合同资产组合以及我们的能源营销业务提供了弹性和不断增长的现金流，支持我们向股东支付股息和再投资于增长的能力。

公司的目标是成为一家领先的清洁电力公司，致力于可持续的未来和负责任的能源转型。我们的战略重点包括加速向以客户为中心的可再生能源和存储领域发展，有选择地扩展灵活的发电和可靠性资产以支持过渡，定义下一代电力解决方案，并保持财务实力和资本配置纪律。我们主要专注于我们的核心市场加拿大、美国和西澳大利亚的机会。

我们的可持续发展目标和清洁电力增长计划仍然是我们战略的重点，其中包括我们承诺在2025年底淘汰最后一个运营中的煤炭设施。我们仍在按部就班地实现2026年温室气体减排目标，即自2015年以来范围1和范围2温室气体排放量减少75%，到2045年实现碳净零排放目标。自2005年以来，我们已将范围1和范围2的温室气体排放量减少了3100万吨二氧化碳，或减少了74%，自豪地相当于加拿大《巴黎协定》2030年脱碳目标的约10%(1)。

资产组合

我们的资产组合在地理上是多元化的，业务遍及加拿大、美国和澳大利亚。该产品组合还使用各种发电技术发电，并可靠地提供广泛的交易对手。

我们的水电、风能和太阳能、天然气和能源转换部门负责运营和维护我们的发电设施。我们的能源营销部门负责营销和安排我们在北美(不包括艾伯塔省)的商业资产车队，以及为我们的天然气车队采购天然气、运输和储存，为我们的增长团队提供知识，并通过一个领先的北美能源营销和交易平台产生独立于资产业务的毛利率。

我们高度多元化的投资组合包括高质量的合同资产和商户资产。大约56%的装机容量，包括我们81%的风能和太阳能船队以及53%的天然气船队，是与投资级或信誉良好的交易对手签订的合同。这些承包设施的加权平均合同年限为10年。

我们的商人资产包括我们独特的水电商人投资组合和我们商人遗留的热力投资组合和风能资产。我们的商家业务主要在艾伯塔省，我们53%的运力位于艾伯塔省，我们75%的艾伯塔省运力可用于参与商业市场。艾伯塔省优化团队负责营销和调度我们在艾伯塔省的商业资产车队。

该投资组合中相当大一部分热能发电能力已进行对冲，以提供现金流的确定性。该公司的套期保值战略包括维持庞大的商业和工业客户基础，并辅之以金融对冲。2023年，我们在艾伯塔省78%的能源生产是通过长期合同或固定价格对冲出售的。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的2024年展望部分和艾伯塔省投资组合的优化。

我们多元化的机队是我们能够提供弹性现金流，同时为我们的股东获得更高的风险调整后回报的关键成功因素。

截至2023年12月31日止年度，本公司表现强劲，主要由于上半年阿尔伯塔省的市场状况持续强劲，天然气和能源过渡部门的产量较高，以及对冲量较高，

天然气部门实现的天然气价格较低，部分被风能和水资源的减少所抵消。能源营销分部的表现较2022年为低，原因是年内市场头寸的已实现结算交易较去年减少。

调整后的可用性

可获得性是该公司的一项重要衡量标准，因为它代表了设施可用于发电的时间百分比，因此是衡量车队整体表现的重要指标。

可用性受到计划内和计划外停电的影响，包括风能和太阳能机队内肯特山风电设施的长时间停电。在截至2022年12月31日和2023年12月31日止年度，经扣除肯特山延长停电因素后的可用性分别为91.0%和92.8%。公司安排专门的时间(计划内停机)对设施进行维护、维修或改进，以将对运营的影响降至最低。在高价格环境中，实际停机计划可能会发生变化，以加速设备恢复服务。

截至2023年12月31日的一年，调整后的可用率为88.8%，而2022年为90.0%，符合管理层的预期。调整后的可用性较低主要是由于：

·Hydro部门的计划停机，主要是在我们的阿尔伯塔省Hydro资产，以执行计划的维护和

·圣丹斯6号机组、Sheerness 1号机组、Keephills 2号和3号机组以及Sarnia天然气段定期维护的计划停电，部分抵消

·减少能源过渡阶段Centralia 2号机组的计划停运

·肯特山风力发电设施部分恢复服务。

除调整后的可获得性外，本公司还利用长期平均产量(“长期平均产量”)作为可再生资产业绩的另一个指标，从而将实际产量水平与预期的长期平均产量进行比较。短期内，对于水电、风能和太阳能的每一个部分，情况将从一个时期到下一个时期不同。在较长的持续时间内，预计工厂的产量将与其长期平均水平保持一致，这被认为是衡量其业绩的可靠指标。

LTA发电量是在年化的基础上根据我们的模拟模型预测的平均年能源产量计算的，该预测基于通常超过25年的历史资源数据。

能源转换的LTA发电不被考虑，因为我们目前正在对这些机组进行过渡，预计它们将在2025年底退役，而天然气的LTA发电不适用，因为这些机组是可调度的，它们的生产在很大程度上取决于市场条件和商家需求。

2023年总产量，比2022年增加771GWh或4%。

与前一年相比，能源过渡部门Centralia工厂的生产受益于计划内和计划外停机时间的减少，并能够在该地区商户定价较高的时期发货。

该公司的天然气部门表现强劲，导致产量高于上一年，也高于本年度的预期。天然气部分在供应紧张期间可用，使公司能够在定价高峰期运营。天然气部门在2023年第四季度受到了相对温和的天气的不利影响，因为公司没有经历天然气价格下跌的情况，因为公司没有经历天然气价格下跌的情况。

与2022年同期相比，天气条件相同，当时由于艾伯塔省的极端寒冷天气，供应更加紧张。

截至2023年12月31日的一年，我们可再生能源资产的产量比2022年减少了224GWh，或4%，占LTA发电量的81%。

本年度低于平均水平的可再生资源影响了水电以及风能和太阳能部门的生产。与2022年相比，由于计划中的维护停运增加，导致可用性降低，这进一步影响了水电生产，而风能和太阳能部门的生产则受到年内增加的Garden Plain风力发电设施、Kent Hills风力发电设施的部分恢复服务以及北方Goldfield太阳能设施的增加的积极影响。

在截至2023年12月31日的一年中，艾伯塔省和太平洋西北部的现货电价低于2022年。这两个地区价格较低的原因是天然气价格较低，以及2023年下半年天气驱动的需求总体疲软，2023年第四季度的天气模式高于正常水平，导致价格显著下降。具体来说，艾伯塔省东部的温暖天气导致了加拿大东部地区的气候变暖，加拿大东部地区的气候变暖。

第四季度形成了强劲的风能资源格局，再加上新增装机容量，与上年相比，市场供应有所增加。

截至2023年12月31日的一年，AECO天然气价格低于2022年，主要是由于艾伯塔省和北美的生产和储存水平提高。

本年度差异分析(2023年与2022年)

总收入33.55亿美元，与2022年相比增加3.79亿美元，增幅为13%，主要原因是：

·各部门的对冲和衍生品头寸带来的更高的已实现和未实现收益，部分抵消了

·由于艾伯塔省较低的现货电价和产量，商户销售收入减少。

燃料和购买电力的费用共计10.6亿美元，与2022年相比减少了2.03亿美元，即16%，主要原因是：

·天然气商品价格下降，部分抵消了

·天然气和能源转型领域的燃料使用量都更高。

碳遵守成本总计1.12亿美元，与2022年相比增加了3400万美元，增幅为44%，主要原因是：

·每吨碳价格从2022年的每吨50美元提高到2023年的每吨65美元，

·天然气部门产量增加，以及

·没有像前一年那样利用排放信用来清偿温室气体义务。

业务、维护和行政费用共计5.39亿美元，与2022年相比增加了1800万美元，增幅为3%，主要原因是：

·增加战略和增长举措的支出，

·与公司总部搬迁相关的成本增加，以及

·由于通胀压力，成本增加。

折旧和摊销总额为6.21亿美元，比2022年增加2200万美元，增幅为4%，主要原因是：

·修订某些设施和设施的有用寿命

·新设施的商业运营。

资产减值冲销总额为4800万美元，比2022年的资产减值费用增加5700万美元，增幅为633%，主要原因是：

·报废资产的退役和恢复准备金受到预期现金流出时间变化的有利影响，但被较低的贴现率部分抵消，导致净减值冲销3400万美元和

·由于合同延期和电价假设的有利变化，水电部门减值冲销为1000万美元。

与2022年相比，利息收入总计5900万美元增加了3500万美元，即146%，主要是由于现金余额增加和有利的利率。

由于上述项目，所得税前收益总额为8.8亿美元，比2022年增加5.27亿美元，增幅为149%。

与2022年相比，所得税支出总额为8400万美元，减少1.08亿美元，降幅为56%，这是由于与先前取消确认的加拿大递延税项资产的逆转有关的复苏，以及与美国业务相关的美国不可抵扣费用的减少，但加拿大业务的收益增加部分抵消了这一影响。

与2022年相比，可归因于非控股权益的净收益总计1.01亿美元，减少1000万美元，降幅为9%，主要是由于TA Cogen的净收益下降。

自由现金流

在2023年第二季度，公司根据上半年取得的强劲财务表现和我们对今年剩余时间的预期，修订和提高了我们对FCF的2023年指引。为

在截至2023年12月31日的一年中，公司的财务现金流比2022年减少了7100万美元，降幅为7%，与我们修订后的预期全年财务指引一致。下表总结了影响FCF的主要因素：

与2022年相比，2023年的持续资本支出总额增加了3200万美元，主要原因是：

·艾伯塔省水电资产计划的重大维护增加，

·我们的Sarnia、Sundance 6号机组和Keephills 2号和3号机组在天然气部门的计划大修增加，部分抵消了

·风能和太阳能部门计划的主要维护减少，主要原因是主要部件更换减少以及

·在能源过渡阶段执行的计划停电工作较少。

与2021年相比，2022年持续资本支出总额减少了5700万美元，主要原因是：

·煤改气将于2021年完成，部分抵消

·水电部门在2022年计划进行更多重大维护，风能和太阳能部门在2022年进行更高水平的主要部件更换

·与计划中的公司总部搬迁相关的租赁改善支出增加。

2023年和2022年的增长和发展支出主要涉及：

·花园平原风力发电设施，2023年8月实现商业运营；

·北方金田太阳能设施，2023年11月实现商业运营；

·白石风能项目，预计将于2024年第一季度投入商业运营；

·Horizon Hill风能项目，预计将于2024年第一季度投入商业运营；以及

·基思山132千伏扩建项目，按计划将于2024年第一季度完工。

有关更多详细信息，请参阅本MD&A的2028年战略优先事项和清洁电力增长计划。

董事会的变动

Rona Ambrose女士已决定不再竞选连任，并将于2024年4月25日的股东周年大会后从董事会(“董事会”)退任。董事会对她为本公司所做的服务表示感谢。自2017年以来，她一直是董事会的宝贵贡献者，我们感谢她在任职期间的领导能力和洞察力，特别是作为董事会治理、安全和可持续发展委员会主席。

生产税收抵免(PTC)销售协议

2024年2月22日，该公司与一家AA级客户签订了为期10年的转让协议，出售白岩风电项目和Horizon Hill风电项目预计产生的大约80%的PTC。预计这些合同的年平均EBITDA约为5700万美元(4300万美元)。

正常程序发行人投标(“NCIB”)和自动购股计划(“ASPP”)

2023年5月26日，多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)接受了公司提交的对其部分普通股实施NCIB的通知。根据NCIB，TransAlta可能回购最多14,000,000股普通股，约占其截至2023年5月17日普通股公开流通股的7.29%。根据NCIB的规定，可以根据当时的市场价格在多伦多证券交易所和普通股交易所在的任何加拿大替代交易平台上通过公开市场交易进行购买。根据NCIB购买的任何普通股都将被取消。TransAlta根据NCIB获授权进行购买的期间自2023年5月31日开始，至2024年5月30日结束，或根据NCIB购买普通股的最高数量或NCIB经本公司选举终止的较早日期。

2023年12月19日，该公司签订了一项ASPP，以促进根据其NCIB回购TransAlta的普通股。

根据ASPP，本公司的经纪可购买自ASPP生效之日起至ASPP结束为止的普通股。根据ASPP购买的所有普通股将包括在确定根据NCIB购买的普通股数量时。ASPP将于以下日期中最早的日期终止：(A)达到ASPP项下的最高购买限额；(B)2024年2月24日；或(C)本公司根据其新条款终止ASPP。

在截至2023年12月31日的一年中，公司共购买和注销了7,537,500股普通股，平均价格为每股普通股11.49美元，总成本为8700万美元。

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

北方金田太阳能实现商业化运营

2023年11月22日，公司宣布，北方金田48兆瓦太阳能和电池存储设施实现商业运营。这些设施包括27兆瓦的基斯山太阳能设施、11兆瓦的莱因斯特太阳能设施、10兆瓦的莱因斯特电池储能系统和互联传输基础设施，所有这些设施现在都已整合到TransAlta位于西澳大利亚的现有169兆瓦Southern Cross Energy North偏远网络中。这些设施完全与必和必拓镍西部公司签订了为期15年的合同，预计将使必和必拓在基斯山和莱因斯特的Scope 2排放每年减少12%。

TransAlta宣布到2028年的增长目标并宣布增加9%的股息

2023年11月21日，公司举行了2023年投资者日活动，并宣布已将战略增长目标更新为2028年，这加强了公司通过提供以客户为中心的电力解决方案成为清洁电力领域领导者的承诺。增长目标包括：

·通过投资约35亿美元开发、建设或收购新资产，直至2028年底，为公司机队增加高达1.75千兆瓦的新产能，

·注重以客户为中心的可再生能源和存储，开发4.8千兆瓦的开发管道和

·到2028年，将公司的开发管道扩大到10千兆瓦。

董事会批准了每股0.02美元的年化增长，或普通股股息增加9%，并宣布将于2024年4月1日支付每股0.06美元的股息。每股普通股0.06美元的季度股息相当于每股普通股0.24美元的年化股息。

TransAlta与Hancock达成联合开发协议

2023年11月21日，公司与澳大利亚第四大铁矿石生产商Hancock Prospecting Pty Ltd.(“Hancock”)签订联合开发协议。这一安排将建立在TransAlta为西澳大利亚偏远采矿作业供电方面的专业知识的基础上。TransAlta将与Hancock合作，为Hancock在黑德兰港地区定义和提供幕后发电解决方案。

TransAlta将从Energy Capital Partners手中收购哈特兰发电公司

2023年11月2日，本公司宣布已与哈特兰发电有限公司和艾伯塔省电力(2000)有限公司(统称“哈特兰”)的母公司Energy Capital Partners的一家关联公司达成最终股份购买协议，根据协议，TransAlta将收购哈特兰及其在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的全部业务。此次收购将为TransAlta的机队增加10个设施，总装机容量为1,844兆瓦。这笔交易预计将在2024年上半年完成，取决于惯例的完成条件，包括获得监管部门的批准。

此次收购的收购价为3.9亿美元，取决于营运资金和其他调整，以及假设2.68亿美元的低成本债务。该公司将使用手头的现金和其信贷安排为这笔交易提供资金。

这些资产预计将增加约1.15亿美元的年均EBITDA，包括协同效应。大约55%的收入是与信誉良好的交易对手签订的合同，加权平均剩余合同期限为16年。公司税前协同效应预计每年超过2000万美元。

此次收购将使公司处于竞争地位，以应对艾伯塔省高度动态和不断变化的电力格局，因为可再生能源和其他大型基本负荷发电预计将在未来几年内大幅增加。

省。清洁电力增长计划继续是我们战略的核心，主要专注于通过清洁电力解决方案满足我们客户的未来需求。

TransAlta Corporation完成对TransAlta Renewables Inc.的收购。

2023年10月5日，本公司根据此前公布的双方之间的安排协议(“安排”)的条款完成了对TransAlta Renewables的收购。TransAlta收购了TransAlta及其若干联营公司尚未直接或间接拥有的TransAlta Renewables的全部已发行普通股(“RNW股份”)，导致TransAlta Renewables成为本公司的全资子公司。于安排前，TransAlta及其联营公司合共持有160,398,217股RNW股份，占已发行及已发行RNW股份的60.1%，其余106,510,884股RNW股份由TransAlta及其联营公司以外的TransAlta Renewables股东(“RNW股东”)持有。

这一安排在9月9日举行的特别股东大会上得到了RNW股东的批准。2023年10月26日和2023年10月4日由艾伯塔省国王长凳法院批准。支付的对价总额为13亿美元，其中包括8亿美元的现金和约4600万股公司普通股。

完成对TransAlta Renewables的收购是公司的一个重要里程碑，简化和统一的公司结构为公司未来的成功奠定了良好的基础。

TransAlta荣登《新闻周刊》全球最值得信赖公司排行榜榜首

9月1日2023年4月14日，该公司宣布，它在《新闻周刊》发布的首份能源和公用事业类别的2023年全球最值得信赖公司排行榜上名列榜首。这份榜单确定了21个国家和23个行业的1000家前1000家公司。《新闻周刊》评选的2023年全球最值得信赖的公司是基于对公众信任三大支柱--客户、投资者和员工--进行全面评估的基础上评选出来的。这份榜单是在对7万多名参与者进行广泛调查的基础上编制的，收集了26.9万份对人们作为客户、投资者或首席员工信任的公司的评估。

花园平原风电设施实现商业化运营

2023年8月，花园平原风力发电设施投产，总装机容量增加130兆瓦。该设施与Pembina完全签约

管道公司和百事可乐加拿大公司，加权平均合同寿命约为17年。

帐篷山抽水蓄能水电开发项目

2023年4月24日，公司从前身为Montem Resources Limited的Evolve Power Ltd.(“Evolve”)手中收购了位于艾伯塔省西南部的早期320兆瓦抽水蓄能水电开发项目--帐篷山可再生能源综合体(“帐篷山”)的50%权益。此次收购包括与帐篷山相关的土地权、固定资产和知识产权。

本公司在共同管理的特殊目的合作伙伴关系中拥有帐篷山项目，并由本公司担任项目开发商。该合作伙伴关系正在积极寻求就该设施将产生的能源和环境属性达成承购协议。

年度股东大会

2023年4月28日，公司召开年度股东大会。所有被董事提名的人都当选为董事会成员，包括董事会的新成员坎迪斯·麦吉本。

该公司还在所有其他业务项目上得到了大力支持，包括薪酬话语权和对公司股份单位计划的修订。

2023

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·辅助服务量下降，原因是AESO决定减少艾伯塔省的累计进口量，因此采购量较低，

·降低艾伯塔省市场的现货电价和辅助服务价格

·产量下降，原因是我们艾伯塔省水电资产计划内停电的可用性降低，以及水资源低于平均水平，部分抵消了以下因素

·我们对艾伯塔省水电资产的对冲策略实现了收益

·在排放信用销售增加的推动下销售环境属性。

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度调整后的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解释的收入减少。

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。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·艾伯塔省市场的商家和辅助服务价格和数量增加，

·更高的产量和更高的可用性，这是因为我们的艾伯塔省水电资产和

·由于可用性和需求增加，辅助服务量增加。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解释的较高收入，部分抵消

·由于更新重置价值覆盖范围的保险费增加，以及公司与业绩相关的激励应计项目，本年度的运营与分析成本增加。

2023

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·减少抵消和排放抵免销售，从而降低环境属性收入，

·艾伯塔省和阿尔伯塔省降低现货电价

·整个运营船队的风能资源低于长期平均水平，部分抵消

·花园平原风能设施和北方金田太阳能设施分别在第三季度和第四季度投入商业运营，以及

·肯特山风力发电设施部分恢复服务。

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度调整后的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解释的收入减少，

·与工资上涨、更高的保险成本和长期服务协议升级有关的更高的OM&A，以及

·在Windrise风力发电设施中确认的较低违约金。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·2021年第四季度增加Windrise风能设施和收购北卡罗来纳州太阳能设施，以及加拿大东部风能资源增加，从而提高产量，

·艾伯塔省已实现的商户和现货电价更高

·更高的环境属性收入，部分抵消了

·肯特山1号和2号风电设施长时间停运导致可用性降低。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解释的更高的收入和

·确认可从涡轮机可用性收回的违约金低于Windrise风能设施的合同目标，部分抵消

·由于传输率提高，燃料和购买的电力增加，

·较高的OM&A与增加Windrise风能和北卡罗来纳州太阳能设施有关

·2021年纳入AESO输电线路损耗裁决后的一次性有利调整。

2023

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由于船队在供应紧张和定价高峰期可用，产量增加

·更高的电价对冲，部分抵消了艾伯塔省现货价格下降的影响，部分抵消了

·与2022年相比，萨尼亚工厂的蒸汽收入定价较低，导致热能收入下降。

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·艾伯塔省天然气资产和天然气商品成本降低

·上文解释的收入增加，部分抵消了

·利用排放信用在2022年结清部分温室气体义务，从而提高与生产有关的碳成本和燃料使用量

·碳价格从每吨50美元上涨到每吨65美元，影响了我们在加拿大的天然气资产。

天然气船队大大超出了管理层对该部门的预期。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由于艾伯塔省资产的更高可用性和调度优化，产量更高，

·通过优化艾伯塔省资产的调度，实现更高的能源价格，对冲和

·更高的安大略省商家定价和蒸汽发电量。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上文解释的更高收入和

·由于完全使用艾伯塔省的天然气而不是煤炭而减少了温室气体排放，以及利用遵守信用来清偿一部分温室气体义务，降低了碳遵守成本，部分抵消了

·最近改装的单位天然气消耗量增加，天然气价格上涨，

·碳价格从每吨35美元提高到每吨50美元

·由于公司与业绩相关的薪酬激励应计项目和一般运营费用增加，OM&A增加。

2023

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由于Centralia 2号机组和Centralia 2号机组计划内和计划外停电较少，提高了可用性，从而提高了产量

·较少的经济调度导致更高的商家销售量，部分抵消了

·降低市场价格。

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解释的更高收入，

·由于更低的定价和更多的生产量和

·由于圣丹斯4号机组将于2022年第一季度退役，运营与维护费用减少。

截至2023年12月31日的一年，矿山复垦支出与2022年持平。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·由于Keephills 1号股和Sundance 4号股退役，产量下降，部分抵消

·Centralia 2号机组可用性增加，计划内和计划外停电减少，产量增加

·Centralia的商家和合同价格更高。

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解释的收入减少以及

·Centralia停电期间购买的电力成本增加，部分抵消了

·由于与2021年煤炭船队退役相关的运营成本降低，OM&A减少；

·艾伯塔省较低的碳成本与煤炭船队的退役有关，从而减少了产生的排放。

与2021年相比，Highvale和Centralia矿的矿山复垦支出有所增加，这主要是由于复垦活动的推进。

2023

截至2023年12月31日的一年，调整后的EBITDA比2022年有所下降。这与管理层的预期一致，但比去年同期有所下降，主要原因是：

·与上一年相比，本年度市场头寸的已实现已结算交易减少

·并购增加，主要是因为调整前与收入相关的激励措施增加。

该公司能够利用北美放松管制的市场上实物和金融电力以及天然气产品交易的波动性，同时保持金融业务部门的整体风险状况。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所增加，主要原因是：

·与上一年相比，本年度市场头寸的已实现结算量增加

·该公司利用交易市场的短期波动，而不会实质性地改变业务部门的风险状况。

2023

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度调整后的EBITDA有所下降，主要原因是：

·增加支出，以支持战略和增长计划，

·与公司总部搬迁相关的成本增加，以及

·由于通胀压力，成本增加。

2022

与2021年相比，截至2022年12月31日的年度调整后的EBITDA有所下降，主要原因是：

·反映公司业绩的更高激励应计项目；

·没有像2021年那样额外收到加拿大紧急工资补贴收益，以及

·总回报掉期的亏损增加。

我们的商户敞口主要在艾伯塔省，我们53%的运力位于艾伯塔省，我们75%的艾伯塔省资产可用于参与商户市场。我们在艾伯塔省的商业资产组合包括水电设施、风能设施、电池储存设施和天然气发电设施。

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

艾伯塔省商人市场的投资组合业绩优化是由燃料类型的多样性推动的，并使投资组合管理成为可能。它还为我们提供了可以作为辅助服务货币化的能力，或者在供应紧张时期被派往能源市场。该投资组合中的很大一部分火力发电能力已经进行了对冲，以提供现金，以提供现金，以满足投资者的需求。

流动是确定的。该公司的对冲战略包括维持可观的商业和工业风险客户基础，并辅之以金融对冲。2023年，我们在艾伯塔省78%的能源生产是通过长期合同或固定价格对冲出售的。

艾伯塔省水电船队提供辅助服务和电网可靠性产品，如在该省发生系统范围停电时提供黑启动服务，并通过系统地调节河流流量来缓解干旱。我们的艾伯塔省风电和水电船队提供稳定的环境信用额度，以实现ESG目标。

于2023年期间，本公司与哈特兰发电有限公司及艾伯塔电力(2000)有限公司(统称“哈特兰”)订立最终股份购买协议，并预期在符合若干惯常成交条件下，于2024年上半年完成交易。收购哈特兰将进一步扩大我们的投资组合能力。哈特兰某些单位的快速增长性质将是捕捉艾伯塔省市场预期价格波动和周期性较高实现价格的理想位置。

截至2023年12月31日的一年，总发电量为11,759GWh，而2022年的发电量为11,476GWh。增加283千兆瓦时，或2%，主要是由于：

·花园平原风力发电设施于2023年第三季度投入商业运营，

·由于2023年上半年强劲的市场状况，我们天然气资产的产量增加，部分抵消了

·艾伯塔省水电资产的水资源减少。

与2022年相比，截至2023年12月31日的年度套期保值产量有所增加，主要原因是：

·通过对水电资产进行战略对冲，获得额外利润率的机会。

截至2023年12月31日的一年，毛利率为12.48亿美元，而2022年为11.77亿美元。增加7100万美元，即6%，主要是由于：

·更高的电价对冲，部分抵消了艾伯塔省现货价格下降和

·与2022年相比，天然气价格下降，部分抵消了

·辅助服务收入减少，原因是AESO决定减少艾伯塔省的累计进口量，因此采购量较少。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦时的平均现货电价由2022年的每兆瓦时162元下跌至2023年的每兆瓦时134元，主要由于：

·与前一年相比，今年最后六个月的气温适中;

·在2023年第四季度，艾伯塔省市场上新的风能和太阳能设施以及更高的风能资源的可再生能源发电总量增加;

天然气价格下降。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦时生产的已实现商业电价较2022年增加10美元，主要由于：

·优化我们所有燃料类型的可用容量;以及

·与上一年相比，对冲价格更高。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦时的燃料及购买电力成本较2022年下降15元，主要由于天然气价格下跌。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦时生产的碳合规成本较2022年增加4美元，主要由于：

·碳合规价格从2022年的每吨50美元提高到2023年的每吨65美元;

·年内没有使用排放额度来履行温室气体义务。在上一年度，本公司使用排放额度来结算部分碳合规义务，从而降低了每兆瓦时的碳成本。

2022年第四季度，艾伯塔省电力组合中的水电、风能和天然气设施在电价高峰期具有高可用性，这是由于极端寒冷的天气以及全省计划内和计划外停电期间造成的特殊情况

本季度的财务表现。本公司于2023年第四季度并未经历同样的天气情况；与2022年第四季度相比，天气相对温和。

调整后的可用性

截至2023年12月31日的三个月，调整后的可用性为86.9%，而2022年同期为89.5%，主要原因是：

·天然气段和水电段的计划停运，部分抵消

·风能和太阳能部门的可用性更高，主要是由于肯特山风能和太阳能设施部分恢复服务

·减少能源过渡领域的计划外停电。

截至2023年12月31日的三个月的产量为5783GWh，而2022年同期为6005GWh。减少的主要原因是：

·艾伯塔省天然气资产调度减少，原因是气温上升和

·可用性较低，部分抵消

·增加了花园平原风能设施，提高了风能和太阳能领域的产量。

2023年第四季度，与上一季度相比，天气影响相对较小，因为公司没有经历与2022年第四季度相同的天气条件，后者在艾伯塔省出现极端寒冷的天气，导致2022年出现异常高峰期。

本年度差异分析(2023年第四季度与2022年第四季度相比)

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的收入减少了2.3亿美元，降幅为27%，主要原因是：

·由于艾伯塔省和阿尔伯塔省的现货电价和产量下降，商户销售额下降

·水电部门已实现辅助服务价格和业务量下降，部分抵消

·从各个细分市场的对冲和衍生品头寸中获得更高的已实现和未实现收益。

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的燃料和购买电力成本减少了1.68亿美元，降幅为38%，主要原因是：

·降低天然气商品成本和

·降低我们天然气行业的天然气消耗量。

截至2023年12月31日的三个月的碳合规成本与2022年同期持平，原因是：

·碳价格从每吨50美元提高到每吨65美元，抵消了

·产量减少。

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的OM&A费用减少了700万美元，降幅为4%，主要原因是：

·与公司2022年第四季度的出色业绩相比，与公司业绩一致的激励应计项目减少，部分抵消了

·天然气设施的零部件和材料库存减记。

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的折旧和摊销减少5600万美元，或30%，主要原因是：

·对某些设施的使用年限进行修订，部分抵消

·新设施的商业运营。

在截至2023年12月31日的三个月中，出售资产和其他资产的收益与2022年同期相比减少了4600万美元，降幅为100%，这主要是由于2022年出售了某些天然气发电资产。

所得税前亏损共计3500万美元，与2022年700万美元的所得税前收益相比，减少了4200万美元，即600%，原因是上述两个项目。

截至2023年12月31日的三个月，所得税支出比2022年减少了7000万美元，降幅为79%，这是由于2023年税前收益下降以及美国不可扣除费用的减少。

在截至2023年12月31日的三个月中，普通股股东应占净亏损为8400万美元，而2022年同期的净亏损为1.63亿美元，改善了7900万美元，增幅为48%，这主要是由于上述项目。

截至2023年12月31日的三个月，可归因于非控股权益的净收益与2022年同期相比减少了5100万美元，降幅为91%，这主要是由于TA Cogen的净收益下降以及2023年10月5日收购TransAlta Renewables所致。

由于电力市场的性质和相关的燃料成本，我们的结果是季节性的。预计电价较低的春季和秋季往往会产生较高的维护成本；由于供暖和制冷负荷的增加，主要市场的电价通常在冬季和夏季的高峰期上涨。利润率通常也会在第二季度受到影响，因为

太平洋西北部的春季径流和降雨，影响了Centralia的生产。通常，水电设施的大部分电力和收入都是在春季融化的雪开始流入流域和河流的几个月里产生的。相反，在历史上，风速在寒冷的冬季月份更大，在温暖的夏季月份更低。

前八个季度普通股股东应占净收益(亏损)也受到以下变化和事件的影响：

·2022年第二季度、第三季度和第四季度以及2023年第一季度和第二季度艾伯塔省高峰期整体供应增加和电价上涨带来的更高收入；

·2023年降低天然气价格，2022年提高天然气价格；

·2022年实现了较低的碳成本，因为该公司在2022年第二季度利用排放信用结算了部分温室气体义务。2023年，该公司用现金结算了其碳排放义务。2023年前三个季度碳成本上升是因为每吨碳价格较高，也是因为2023年第二季度产量增加；

·从2022年第一季度到2023年第三季度，肯特山1号和2号风电设施继续停运。这些设施于2023年第四季度部分恢复使用，所有涡轮机现已投入使用，修复项目于2024年第一季度完成；

·2023年第一季度、第二季度和第三季度确认的资产减值冲销的影响，以及所示所有时期的资产减值费用和冲销的影响；

·报废资产报废准备金的变化对所示所有期间的估计现金流和贴现率的变化以及有用资产的变化的影响

2022年第三季度和2023年第三季度和第四季度确认的生命；

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

·2022年每个季度和2023年每个季度记录的Windrise风力设施可从涡轮机供应中收回的违约金低于合同目标；

·圣丹斯4号机组将于2022年第一季度退役；

·花园平原风能设施于2023年第三季度投产，北方金田太阳能设施于2023年第四季度投产；

·与出售资产有关的收益在2022年第四季度确认；

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

·当期和递延税项支出与各季度税前收益的波动。递延税项支出自2022年以来有所下降，主要原因是与美国相关的不可抵扣税项调整较低，以及之前取消确认的加拿大税务资产的递延税项收回。

我们的战略重点是投资于满足客户和社区需求和目标的清洁电力解决方案。我们以严谨和谨慎的方式进行投资，为股东提供适当的风险调整后的回报。为了支持这一战略，我们保持着越来越多的项目机会，重点是水电、风能、太阳能、储能和低排放天然气发电。

2021年，我们在清洁电力增长计划下提出了明确的目标。这些目标包括提供2千兆瓦的增量可再生能力，目标资本投资为36亿美元，以推动新增长项目带来的额外累计年度EBITDA为3.15亿美元。在过去两年中，该公司通过增加800兆瓦的新产能，以及必和必拓镍西部输电扩建项目，实现了原定目标的40%以上。

2023年，考虑到设备和资本成本上升的市场挑战，我们对绿地努力保持纪律和耐心，并将重点转向简化、合同可再生能源和灵活发电的优先事项。我们期待着两笔战略收购，这两笔收购将使公司在未来处于有利地位，TransAlta Renewables和哈特兰世代能源有限公司。

我们部署了13亿美元收购TransAlta Renewables，这为我们提供了经济

增加1.2千兆瓦发电能力的贡献，增加了公司的EBITDA比例和合同率。

我们还签订了一项最终的股票购买协议，收购哈特兰世代有限公司，预计总成本为6.58亿美元。鉴于艾伯塔省高度动态和不断变化的电力格局在未来几年预计将大幅增加可再生能源和其他大型基本负荷发电，此次收购将使公司处于竞争地位，以应对艾伯塔省不断变化的动态。

2023年，我们的增长和执行团队通过公司有史以来最大的建设项目之一，在我们所有三个核心地理位置推进了新设施的建设。完全签约的130兆瓦花园平原和48兆瓦北方金田太阳能和电池存储设施实现了商业运营，增加了2100-2300万美元的增量EBITDA。300兆瓦的白岩东部和西部白岩项目以及200兆瓦的地平线山风力发电项目预计将于2024年第一季度实现商业运营，分别增加7600万至8200万美元和4100万至4400万美元的EBITDA增量。

2023年11月21日，公司更新了五年战略增长目标和清洁电力增长计划。该公司确定了从2024年到2028年的六个战略重点。它们概述如下，包括增长、投资和ESG优先事项的目标。

该公司的增长目标包括为公司的机队增加高达1.75千兆瓦的新发电能力，同时通过投资约35亿美元到2024年至2028年底投资约35亿美元开发、建设和收购新资产，目标是从新增长的3.5亿美元累积年度EBITDA。增长将专注于以客户为中心的可再生能源和存储，通过执行其目前的5.3千兆瓦开发管道，计划到2028年扩大到10千兆瓦。

我们预计，到2028年底，公司由可再生能源(包括水电、风能和太阳能技术)产生的调整后EBITDA将增加到70%。清洁电力增长计划的资金将主要来自当前的现金余额、运营产生的现金和债务融资。

我们到2028年的投资重点将集中在可再生能源和存储上，但也可能包括高效灵活的天然气发电和新技术。该公司的长期脱碳目标是到2045年实现净零碳。

我们目前在实现这些战略目标方面的进展摘要如下：

高级阶段开发

这些项目具有详细的工程设计、在互联队列中的高级职位和/或正在进行承接机会。处于后期开发阶段的项目正在向下一步推进：第一，第三方，第三方。

最终投资决定，并未在报告时得到董事会的最终批准。下表显示了目前处于后期开发阶段的未来增长项目：

这些项目还处于早期阶段，可能会也可能不会向前推进。一般而言，这些项目将包括：

·收集的气象数据；

·开始确保土地控制；

·开始环境研究；

·确认获得适当的传播渠道；以及

·启动了初步许可和其他监管审批程序。