TRANSALTA

管理層的討論與分析

2023 年第二季度報告

本管理層的討論與分析（“MD&A”）包含前瞻性陳述。這些陳述基於某些估計和假設，涉及風險和不確定性。實際結果可能存在重大差異。有關更多信息，請參閲本MD&A的前瞻性陳述部分。

目錄

本MD&A應與TransAlta Corporation截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月未經審計的中期簡明合併財務報表一起閲讀，還應與我們的2022年年度綜合報告中包含的經審計的年度合併財務報表和MD&A（“2022年年度MD&A”）一起閲讀。在本MD&A中，除非上下文另有要求，否則，“我們”、“我們”、“公司” 和 “TransAlta” 是指TransAlta公司及其子公司。我們未經審計的中期簡明合併財務報表是根據國際會計準則理事會（“IASB”）發佈並於2023年6月30日生效的《國際財務報告準則》（“IAS”）《國際會計準則》（“IAS”）34號加拿大公開問責企業中期財務報告編制的。除非另有説明，否則以下討論中的所有表格金額均以百萬加元為單位。本MD&A的日期為2023年8月3日。有關TransAlta的更多信息，包括我們截至2022年12月31日止年度的年度信息表（“AIF”），可在SEDAR上查閲，網址為www.sedarplus.ca、EDGAR的www.sec.gov和我們的網站www.transalta.com。本網站上的信息或與本網站相關的信息並未以引用方式納入此處。

前瞻性陳述

本MD&A包括適用的加拿大證券法所指的 “前瞻性信息” 和適用的美國（“美國”）證券法（包括1995年《美國私人證券訴訟改革法》）所指的 “前瞻性陳述”（此處統稱為 “前瞻性陳述”）。所有前瞻性陳述均基於我們的信念和假設，這些假設基於做出假設時可用的信息、管理層對歷史趨勢、當前狀況和預期未來發展的經驗和看法，以及在這種情況下認為適當的其他因素。前瞻性陳述不是事實，而只是預測，通常可以通過使用包括 “可能”、“將”、“可以”、“會”、“將”、“應該”、“相信”、“預期”、“估計”、“預期”、“打算”、“計劃”、“預測”、“預見”、“潛力”、“繼續” 或其他類似短語來識別術語。這些陳述不能保證我們未來的業績、事件或業績，受風險、不確定性和其他重要因素的影響，這些因素可能導致我們的實際業績、事件或結果與前瞻性陳述中列出或暗示的表現存在重大差異。

特別是，本MD&A包含前瞻性陳述，包括但不限於與以下內容有關的陳述：公司收購TransAlta Renewables Inc.（“TransAlta Renewables”）根據2023年7月10日的最終安排協議尚未歸TransAlta Renewables Inc.（“TransAlta Renewables”）的所有已發行普通股，包括此類交易的好處以及此類交易的時間和完成情況；我們的清潔電力增長計劃和實現2千兆目標的能力增量清潔電力容量的瓦特（“GW”）估計資本投資為36億美元，預計將實現年均息税折舊攤銷前利潤增至3.15億美元；將公司的早期開發項目擴大至5吉瓦；推進418兆瓦的後期項目；公司在建項目，包括商業運營時間、預期的年度息税折舊攤銷前利潤和相關成本，包括地平線山風電項目、懷特羅克風能項目、北方金礦太陽能項目項目、花園平原風電項目和基思山 132kV輸電擴張；開發處於早期階段的帳篷山可再生能源綜合體；到2025年底，可再生能源產生的息税折舊攤銷前利潤比例；實現2023年展望（定義見下文），包括調整後的息税折舊攤銷前利潤、自由現金流、年化每股分紅和維持資本；艾伯塔省、安大略省和太平洋西北地區的預期電價；預測的AECO天然氣價格；2023年剩餘時間以及對衝假設 2024 年和 2025 年，包括與產量和價格有關的；公司的通過其NCIB提高股東價值的能力（定義見下文）；到2026年將碳排放量從2015年的排放水平減少75％；修復肯特山1號和2號風能設施，包括修復的時間和成本；碳合規成本的預期影響和數量；監管發展及其對公司的預期影響，包括加拿大聯邦氣候計劃及其主要方面的實施（包括提高碳定價和增加清潔資金技術）；減排信用的潛在價值；業務的週期性，包括與維護成本、生產和負荷有關的週期性；對再融資債務的預期；以及公司繼續保持充足的流動性。

本MD&A中包含的前瞻性陳述基於許多假設，包括但不限於以下假設：除了已經宣佈的法律和法規外，適用法律和法規沒有重大變化；燃料和購電成本沒有重大變化；對長期投資和信貸市場沒有重大不利影響；電價和套期保值假設沒有重大變化，包括2023年艾伯塔省現貨價格為每兆瓦時150美元至170美元，哥倫比亞中部現貨價格為90美元 2023 年每兆瓦時 100 美元，AECO 天然氣2023年每吉焦耳的價格為2.50美元；2023年對衝交易量和價格；2023年維持資本為1.4億美元至1.7億美元；2023年能源營銷毛利率為1.3億美元至1.5億美元；天然氣商品價格和運輸成本沒有重大變化；艾伯塔省退役資產的退役和恢復成本沒有重大變化；利率沒有重大變化；可再生能源發電的需求和增長沒有重大變化；以及公司的債務和信用評級沒有重大變化。

前瞻性陳述存在許多重大風險和不確定性，這些風險和不確定性可能導致實際計劃、業績、業績或結果與當前預期存在重大差異。可能對本MD&A中包含的前瞻性陳述所表達或暗示的內容產生不利影響的因素包括：與TransAlta Renewables達成協議的完成和時機；公司和TransAlta Renewables及時獲得必要的監管機構、法院、股東、證券交易所和其他第三方批准以及滿足達成協議的其他條件的能力；電價波動，包括艾伯塔省、安大略省和哥倫比亞中部的商户定價；減少生產；獲得資本的機會受到限制和借貸成本增加，包括在合理條件下籌集債務、股權或税收權益（如適用）遇到任何困難；勞動力供應減少，無法繼續為我們的運營和設施配備人員；供應鏈中斷，包括我們獲得必要設備的能力；不可抗力索賠；我們在預期的時間表上獲得監管和任何其他第三方批准的能力，或就我們的增長項目獲得監管和任何其他第三方批准的能力；長期承諾關於天然氣運輸隨着時間的推移，容量可能無法得到充分利用；與開發和建設項目相關的風險，包括與資本成本增加、許可、勞動力和工程風險、與承包商的糾紛以及此類項目的施工或投產可能延遲有關的風險；加元兑美元和澳元的重大波動；短期和長期電力供應和需求的變化；交易對手信用風險以及我們應收賬款中任何更高的虧損率；實現我們的環境、社會和治理（“ESG”）目標；資產減值和/或減記；對我們的信息技術系統和內部控制系統的不利影響，包括網絡安全威脅；大宗商品風險管理和能源交易風險，包括公司與套期保值和交易程序相關的風險管理工具在防範重大損失方面的有效性；我們有能力承包我們這一代人以獲得預期回報的價格並在合同到期時更換合同；變更我們運營所在司法管轄區的立法、監管和政治環境；環境要求和這些要求的變化或負債；輸電和配電中斷；天氣的影響，包括人為或自然災害以及其他與氣候變化相關的風險；成本增加；發電機組相對效率或容量因素的降低；所需的燃料來源中斷，包括天然氣、煤炭、水、太陽能或風能資源操作我們的設施；運營風險、計劃外停機和設備故障，以及我們以具有成本效益或及時的方式進行或已經完成任何維修的能力，包括修復和更換肯特希爾斯1號和2號風力發電設施的渦輪機基礎的能力；一般經濟風險，包括股票市場惡化、利率上升或通貨膨脹率上升；未能達到財務預期；國內和國際經濟和政治總體發展；武裝敵對行動，包括戰爭在烏克蘭的影響及相關影響；恐怖主義的威脅；不利的外交事態發展或其他可能對我們的業務產生不利影響的類似事件；行業風險和競爭；證券的結構從屬關係；公共衞生危機風險；保險範圍不足或不可用；我們的所得税準備金和任何重新評估風險；涉及公司的法律、監管和合同糾紛及訴訟；對關鍵人員的依賴；以及勞資關係問題。除其他外，我們在2022年度MD&A的治理和風險管理部分以及截至2022年12月31日止年度的AIF中的風險因素部分對上述風險因素進行了更詳細的描述。

敦促讀者在評估前瞻性陳述時仔細考慮這些因素，這些陳述僅反映公司截至本文發佈之日的預期，並提醒讀者不要過分依賴這些因素。本文件中包含的前瞻性陳述僅截至本文發佈之日作出，除非適用法律要求，否則我們不承諾公開更新這些前瞻性陳述以反映新信息、未來事件或其他情況。此處包含的財務展望的目的是向讀者提供有關管理層當前預期和計劃的信息，並提醒讀者，此類信息可能不適合用於其他目的。鑑於這些風險、不確定性和假設，前瞻性陳述的發生程度或時間可能與我們描述的不同，也可能根本不出現。我們無法保證會取得預期的結果或事件。

業務描述

資產組合

TransAlta是一家加拿大公司，也是加拿大最大的上市發電機之一，擁有超過112年的運營經驗。我們擁有、運營和管理地域多元化的資產組合，利用包括水、風能、太陽能、天然氣和動力煤在內的各種投入資源。我們是加拿大最大的風力發電生產商之一，也是艾伯塔省最大的水力發電生產商。

下表提供了截至2023年6月30日我們在運營地區對設施的合併所有權：

(1) 合併報告的總裝機容量代表設施的100％產出。風能和太陽能板塊的容量數字包括肯特山風能設施的100％；天然氣包括渥太華和温莎設施的100％、Poplar Creek設施的100％、希爾內斯設施的50％和薩斯喀徹温堡設施的60％。截至2023年6月30日，總裝機容量不包括花園平原風電項目。

(2) 艾伯塔省水電公司和某些天然氣和風能資產的加權平均合同期限為零，因為它們主要在艾伯塔省市場上以商業形式運營。Garden Plain風電項目已全面簽約，但在全面投入使用之前，不會計入加權平均合同期限。有關更多信息，請參閲本MD&A的艾伯塔省電力投資組合部分。

(3) 對於根據長期購電協議（“PPA”）、電力套期保值合同以及短期和長期工業合同產生的電力，PPA根據長期平均總裝機容量採用加權平均剩餘合同壽命。

(4) 加權平均剩餘合同壽命與麥克布賴德湖（38 兆瓦）、Windrise（206 兆瓦）、Poplar Creek（115 兆瓦）和薩斯喀徹温堡（71 兆瓦）的合同期限有關，其餘風能和天然氣設施在艾伯塔省市場上以商業方式運營。

亮點

合併財務摘要

(1) 根據國際財務報告準則，這些項目沒有定義，也沒有標準含義。逐期列出這些項目使管理層和投資者能夠更輕鬆地評估收益（虧損）趨勢，將其與前一時期的業績進行比較。有關這些項目的進一步討論，包括與根據國際財務報告準則計算的衡量標準的對賬（如適用），請參閲本MD&A的分段財務業績和經營業績部分。另請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(2) 申報的A、B、C、E和G系列優先股分紅的加權平均值。由於股息申報的時間和季度浮動利率，申報的股息因時期而異。

(3) 每股運營資金（“FFO”）和每股自由現金流（“FCF”）是使用該期間已發行普通股的加權平均數計算得出的。2023年6月30日已發行普通股的加權平均數為2.66億股（2022年6月30日——2.71億股）。有關這些非國際財務報告準則比率的目的，請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(4) 合併淨負債總額包括長期債務，包括流動債務、信貸額度、可交換證券、美國税收股權融資和租賃負債，扣除可用現金和現金等價物、我們子公司TransAlta OCP LP（“TransAlta OCP”）的限制性現金的本金部分以及債務經濟對衝工具的公允價值。有關合並淨負債總額構成的更多詳細信息，請參閲本MD&A財務資本部分的表格。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，公司在以艾伯塔省天然氣和水電板塊為首的艾伯塔省電力投資組合中表現出強勁的表現，這得益於更高的定價環境、降水和積雪融化增加導致水電板塊產量的增加、燃料商品價格的下跌以及導致毛利率提高的有利對衝影響。這些因素促進了投資組合的整體業績，共同證明瞭我們在艾伯塔省的戰略多元化機隊的價值及其在動態市場條件下創造現金流的能力。由於北美市場的實物和金融電力和天然氣產品的短期交易，能源營銷板塊今年迄今為止的業績也超出了預期。能源營銷團隊能夠利用我們交易市場的短期波動，而無需對業務部門的風險狀況進行實質性改變。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的可用性分別為84.6％和88.2％，而2022年同期分別為87.3％和88.2％。在截至2023年6月30日的三個月中，調整後的可用性下降是由於水電和天然氣板塊的計劃停電次數增加，但能源轉型板塊的計劃停電次數減少以及風能和太陽能板塊的Windrise風能設施業績改善部分抵消了這一點。截至2023年6月30日的六個月中，調整後的可用性與2022年同期持平。

截至2023年6月30日的三個月中，產量為4596千兆瓦時（“GWh”），而2022年同期為4,461吉瓦時。產量的增加主要是由於市場需求增加、能源轉型板塊的可用性提高以及艾伯塔省水電資產的水資源增加。截至2023年6月30日的六個月中，產量為10,568吉瓦時，而2022年同期為9,820吉瓦時。產量的增長主要是由於艾伯塔省和太平洋西北地區天然氣和能源轉型板塊的市場狀況分別走強，以及能源轉型板塊調整後的可用性增加。截至2023年6月30日的三個月和六個月的產量被所有地區的風能和太陽能資源減少所部分抵消。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，收入與2022年同期相比分別增加了1.67億美元和5.21億美元，這主要是由於艾伯塔省電力市場和太平洋西北地區的已實現能源價格上漲，水電板塊已實現的輔助服務價格上漲以及能源轉型板塊和水電板塊的產量增加。由於資源減少、環境屬性銷售減少以及水電板塊輔助銷量減少，風能和太陽能產量下降部分抵消了這一點。在截至2023年6月30日的六個月中，我們的艾伯塔省商用天然氣資產走強的市場狀況對收入產生了有利影響。截至2023年6月30日的六個月中，能源營銷收入有所增加，這主要是由於在北美所有放松管制的市場上進行了實物和金融電力和天然氣產品的短期交易。

截至2023年6月30日的三個月中，燃料和購電成本與2022年同期相比下降了4,300萬美元，這得益於天然氣板塊的天然氣大宗商品價格下跌，但能源轉型板塊的燃料使用量增加部分抵消了這一點。截至2023年6月30日的六個月中，燃料和購置電力成本與2022年同期相比增加了4,400萬美元，這主要是由於能源轉型板塊在計劃停電期間為履行合同義務而產生的購買電力成本增加，能源轉型板塊和天然氣板塊的燃料使用量增加，但天然氣板塊的天然氣大宗商品價格下跌部分抵消了這一點。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，碳合規成本與2022年同期相比分別增加了1,600萬美元和2900萬美元，這主要是由於每噸碳價格上漲以及使用前幾個時期的排放抵免額來償還我們的部分温室氣體債務，這兩個時期的2022年成本都減少了1200萬美元。此外，在截至2023年6月30日的六個月中，碳合規成本因天然氣板塊產量的增加而進一步增加。

與2022年同期相比，截至2023年6月30日的三個月和六個月的運營、維護和管理（“OM&A”）費用分別增加了1,700萬美元和2900萬美元。OM&A支出增加的主要原因是戰略和增長計劃支出增加、通貨膨脹壓力導致的成本增加以及與績效相關的應計激勵金增加。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別增加了1.08億美元和3.52億美元。增長的主要原因是艾伯塔省電力投資組合的收入增加，這是主要由天然氣和水電設施實現的商業價格上漲所致。水電板塊還受益於艾伯塔省市場輔助服務價格的上漲。由於商户定價上漲和產量增加，以及天然氣板塊投入成本降低，能源轉型板塊收入增加，調整後的息税折舊攤銷前利潤進一步提高。天然氣板塊的碳合規成本增加、風能和太陽能板塊的產量下降以及企業板塊的OM&A增加部分抵消了這些增長。本MD&A的分部財務業績和經營業績部分討論了分段調整後的息税折舊攤銷前利潤的變化。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，所得税前收益（虧損）與2022年同期相比分別增加了1.01億美元和2.42億美元。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，歸屬於普通股股東的淨收益（虧損）分別為6200萬美元和3.56億美元，而2022年同期的淨虧損為8000萬美元，淨收益為1.06億美元。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，公司受益於更高的收入、較低的天然氣價格、更高的所得税回收率，這主要是由於第二季度內部重組已實現的當前所得税優惠以及更高的資產減值逆轉。2022年第三季度某些設施的使用壽命加快導致的折舊增加、通過排放抵免額部分償還前一年的債務而導致的碳合規成本增加、與企業和能源營銷部門相關的OM&A成本增加以及分配給非控股權益的淨收益增加，部分抵消了這一點。在截至2023年6月30日的六個月中，天然氣板塊的產量增加，導致燃料使用量增加，碳合規成本增加，而能源轉型板塊在計劃停電期間的電力購買量也更高。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，來自經營活動的現金流與2022年同期相比分別增加了1.4億美元和1.51億美元，這主要是由於扣除風險管理活動未實現損益後的收入增加。營運資金的不利變化增加、燃料和購置電力、OM&A和碳合規成本的增加部分抵消了這一點。

FCF是公司的主要財務指標之一，截至2023年6月30日的三個月和六個月中，總額分別為2.78億美元和5.41億美元，而2022年同期分別為1.45億美元和2.53億美元。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，分別增加了1.33億美元和2.88億美元，這主要是由於調整後的息税折舊攤銷前利潤增加、利息支出減少的主要原因是利息收入增加所致、建築資本支出資本化利息增加以及2023年第二季度當前所得税回收導致的所得税支出減少。與2022年相比，向子公司非控股權益支付的分配增加、持續資本支出增加和已實現外匯虧損的增加部分抵消了這一點。

重大事件和後續事件

TransAlta 公司將收購 TransAlta 可再生能源公司，以簡化結構並增強戰略地位

2023年7月10日，公司與TransAlta Renewables簽訂了最終安排協議（“安排協議”），根據該協議，公司將收購TransAlta及其某些關聯公司尚未直接或間接擁有的TransAlta Renewables的所有已發行普通股，但須獲得TransAlta Renewables股東的批准。

該交易將為合併後的公司的股東提供單一的戰略和明確而有吸引力的長期增長機會，並進一步明確清潔電力增長計劃的執行。TransAlta Renewables的股東將受益於公平的報價，該報價反映了誘人的溢價、明確而可持續的前進道路、擴大資產池的所有權以及對艾伯塔省電力市場的投資機會。對於TransAlta股東而言，該交易將增強公司的戰略地位、可持續和有吸引力的過渡指標，增加流動性和協同效應，同時保持公司的財務實力。

根據安排協議的條款，經每位TransAlta Renewables普通股持有人選擇，TransAlta Renewables的每股普通股將兑換（i）TransAlta的1.0337股普通股或（ii）13.00美元的現金。應付給TransAlta Renewables股東的對價須按比例分配，其基礎是可以向TransAlta Renewables股東發行的最大總數為46,441,779股，最高總現金額為8億美元。

根據截至2023年7月10日多倫多證券交易所（“多倫多證券交易所”）TransAlta Renewables股票的收盤價，應支付給TransAlta Renewables股東的對價溢價為18.3％，與截至2023年7月10日的TransAlta Renewables20天成交量加權平均每股價格相比，溢價13.6％。截至2023年7月10日，支付給TransAlta Renewables股東的總對價為14億美元，其中8億美元將以現金支付，剩餘的餘額為TransAlta的普通股。合併後的公司將以TransAlta的名義運營，並繼續在多倫多證券交易所和紐約證券交易所（“NYSE”）上市，代碼分別為 “TA” 和 “TAC”。

討論該交易的TransAlta Renewables股東特別會議將於2023年9月26日左右舉行。如果獲得所有批准並滿足其他成交條件，則該交易預計將於2023年10月初完成。

普通課程發行人出價

2023年5月26日，多倫多證券交易所接受了公司提交的通知，要求對部分普通股實施正常發行人出價（“NCIB”）。根據NCIB的規定，TransAlta最多可以回購1400萬股普通股，約佔截至2023年5月17日其公開上市普通股的7.29％。根據現行市場價格，可以通過多倫多證券交易所和任何其他加拿大普通股交易平臺上的公開市場交易進行NCIB下的購買。在NCIB下購買的任何普通股都將被取消。TransAlta獲準根據NCIB進行購買的期限從2023年5月31日開始，到2024年5月30日結束，或者根據NCIB或NCIB購買的最大普通股數量的較早日期將在公司選擇後終止。

NCIB為公司提供了資本配置替代方案，以期確保長期股東價值。TransAlta董事會和管理層認為，普通股的市場價格有時可能無法反映基礎價值，根據NCIB購買普通股以供註銷可能會為提高股東價值提供機會。

年度股東大會

2023年4月28日，公司舉行了年度股東大會。所有董事提名人均當選為董事會成員，包括董事會新成員坎迪斯·麥吉本。該公司在所有其他業務項目上也獲得了大力支持，包括按薪支付和公司股票單位計劃的擬議修正案。

自動股票購買計劃

2023年3月27日，公司簽訂了自動股票購買計劃（“ASPP”），以促進根據先前宣佈的NCIB回購TransAlta的普通股。

根據ASPP，該公司的經紀人購買了2943,600股普通股。ASPP 於 2023 年 5 月 30 日終止。根據ASPP收購的所有普通股均被取消。

在截至2023年6月30日的六個月中，公司共購買和取消了6,112,900股普通股，包括根據ASPP購買的普通股，平均每股普通股價格為11.62美元，總成本為7,100萬美元。

帳篷山抽水電開發項目

2023年4月24日，公司從蒙特姆資源有限公司（“Montem”）手中收購了位於艾伯塔省西南部的帳篷山可再生能源綜合體（“帳篷山”）50％的權益，這是一個早期的320兆瓦抽水力儲能開發項目。此次收購包括與抽水電開發項目相關的土地權、固定資產和知識產權。該公司在交易完成時向Montem支付了約800萬美元，根據具體開發和商業里程碑的實現，可能會向Montem額外支付高達1,700萬美元（約合2500萬美元）的或有付款。該公司和Montem在特殊目的合作伙伴關係下擁有帳篷山項目，該項目由該公司共同管理，該公司擔任項目開發商。該夥伴關係正在積極尋求有關該設施產生的能源和環境屬性的承購協議。

有關影響上一年度和本年度業績的重大事件，請參閲我們的2022年年度綜合報告中的經審計的2022年年度合併財務報表以及截至2023年6月30日的三個月和六個月的未經審計的中期簡明合併財務報表。

細分財務業績和經營業績

分段信息的編制基礎與公司管理業務、評估財務業績和做出關鍵運營決策的基礎相同。

下表反映了我們每個分部的合併財務信息的生成和彙總情況：

(1) 長期平均產量（“LTA發電量（GWh）”）是根據我們截至2023年6月30日的投資組合按年計算得出的，根據我們的仿真模型根據通常超過25年的歷史資源數據預測的平均年能源產量。不考慮用於能源轉型的長期協議發電量（GWh），因為我們目前正在過渡這些機組，預計它們將在2025年底之前淘汰，不考慮天然氣的LTA發電量（GWh），因為它在很大程度上取決於市場條件和商户需求。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，風能和太陽能長期協議發電量（GWh）約為1,009吉瓦時和2326吉瓦時，不包括目前未投入運營的肯特山1號和2號風能設施。

(2) 將實際生產水平與長期平均水平進行比較，以突出影響我們業務業績變異性的重要因素的影響。在短期內，水電、風能和太陽能各細分市場的條件將因時期而異，隨着時間的推移，設施的產量將繼續保持長期平均水平，而長期平均水平已被證明是衡量績效的可靠指標。

(3) 根據國際財務報告準則，該項目未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

水電

			截至六月三十日止三個月						截至 6 月 30 日的 6 個月
			2023			2022			2023			2022
總裝機容量 (MW) (1)			922			925			922			925
LTA (GWh) (2)			593			596			995			1,004
可用性 (%)			94.8			95.5			94.4			96.1
製作
合同產量 (GWh)			119			127			142			163
商户產量 (GWh)			497			406			780			742
總能源產量 (GWh)			616			533			922			905
輔助服務量 (GWh) (3)			570			785			1,213			1,527
艾伯塔省水電資產收入 (4) (5)			95			53			166			89
其他水電資產和其他收入 (4) (6)			18			15			24			22
艾伯塔省水電輔助服務收入 (3)			53			37			92			70
環境屬性收入			1			—			9			1
收入 (7)			167			105			291			182
燃料和購買的電力			5			6			10			10
毛利率 (8)			162			99			281			172
OM&A			14			10			26			21
税收，所得税除外			1			1			2			2
調整後的息税折舊攤銷前利潤 (8)			147			88			253			149
補充信息：
每兆瓦時總收入
艾伯塔省水電資產能源（美元/兆瓦時）(4) (5)			201			131			222			121
艾伯塔省水電資產附屬（美元/兆瓦時）(3)			94			47			76			46
維持資本			8			6			14			12

(1) 在2022年第四季度，公司完成了對兩項水電資產的出售，導致容量減少了3兆瓦。

(2) 對2022年長期協議進行了修訂，使其與2023年使用的計算方法保持一致。

(3) AESO 綜合權威文件術語表中描述的輔助服務。

(4) 艾伯塔省水電資產包括位於鮑爾河和北薩斯喀徹温河系的13個水電設施。其他水電資產包括我們在不列顛哥倫比亞省和安大略省的水電設施、艾伯塔省的水電設施（艾伯塔省水電資產除外）和輸電收入。

(5) 該公司在2023年第一季度進行了遠期套期保值，這些套期保值已包含在艾伯塔省水電資產收入中。

(6) 其他收入包括來自我們的輸電業務和其他合同安排的收入，包括與艾伯塔省政府簽訂的防洪協議和 black Start 服務。

(7) 有關調整後息税折舊攤銷前利潤中包含的收入調整的詳情，請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則和非國際財務報告準則指標部分。

(8) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤和毛利率沒有定義，也沒有標準化的含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則和非國際財務報告準則指標部分。

截至2023年6月30日的三個月和六個月的可用性與2022年同期相比有所下降，這主要是由於我們的艾伯塔省水電資產計劃停電。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，產量與2022年同期相比分別增長了83吉瓦時和17吉瓦時，這要歸因於較高的水資源被可用性的減少部分抵消。此外，在截至2023年6月30日的六個月中，與2022年同期相比，我們的艾伯塔省水電資產的結冰限制對產量產生了負面影響。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，輔助服務量與2022年同期相比分別下降了215 GWh和314 GWh，這是由於AESO決定減少通過不列顛哥倫比亞省和蒙大拿州輸電互聯向艾伯塔省進口的累計量，因此採購的輔助服務量減少了，而且由於徑流時機，該公司管理着更高的能源產出

降水。鑑於我們投資組合的靈活性，我們能夠通過將這些輔助業務轉移到天然氣板塊來部分抵消這種影響。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別增加了5900萬美元和1.04億美元，這主要是由於艾伯塔省市場的已實現能源和輔助服務價格上漲以及產量增加。截至2023年6月30日的三個月中，能源產量的增加進一步受益於能源產量的增加，但輔助服務量減少帶來的收入減少部分抵消了這一點。截至2023年6月30日的六個月中，受益於環境屬性的銷售增加，公司通過對艾伯塔省水電資產的遠期套期保值獲得了收入，並實現了對衝策略的收益。這兩個時期的OM&A均有所增加，這主要是由於保險成本增加、工資上漲和應計激勵以及律師費的增加。有關艾伯塔省市場狀況和定價的進一步討論，請參閲本MD&A的艾伯塔省電力投資組合部分。

由於計劃的大壩安全成本增加，截至2023年6月30日的三個月和六個月的維持資本支出比2022年同期增加了200萬美元。

風能和太陽能

			截至六月三十日止三個月						截至 6 月 30 日的 6 個月
			2023			2022			2023			2022
總裝機容量 (MW) (1)			1,906			1,906			1,906			1,906
LTA (GWh)			1,097			1,121			2,520			2,574
可用性 (%)			87.1			85.7			85.0			82.2
合同產量 (GWh)			631			802			1,502			1,711
商户產量 (GWh)			228			270			554			630
總產量 (GWh)			859			1,072			2,056			2,341
風能和太陽能收入			71			88			173			189
環境屬性收入			7			23			20			30
收入 (2)			78			111			193			219
燃料和購買的電力			7			6			16			14
碳合規			—			1			—			1
毛利率 (3)			71			104			177			204
OM&A			18			15			35			31
税收，所得税除外			4			4			7			6
其他營業收入淨額 (2)			(1)			(3)			(3)			(10)
調整後的息税折舊攤銷前利潤 (3)			50			88			138			177
補充信息：
維持資本			3			3			6			7
肯特希爾斯風能修復支出 (4)			21			10			42			10
保險收益-肯特希爾斯			—			(7)			(1)			(7)

(1) 截至2023年6月30日，總裝機容量和可用性不包括130兆瓦的花園平原風電項目。

(2) 有關調整後息税折舊攤銷前利潤中包含的收入和其他淨營業收入的調整詳情，請參閲本MD&A的額外國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(3) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤和毛利率沒有定義，也沒有標準化的含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則和非國際財務報告準則指標部分。

(4) 由於支出的特殊性質，肯特希爾斯風能設施修復資本支出與維持資本支出分開，並分開列出。

截至2023年6月30日的三個月和六個月的可用性與2022年同期相比有所提高，這主要是由於Windrise風能設施的性能提高。在截至2023年6月30日的六個月中，由於變壓器套管出現製造缺陷，該缺陷已在保修期內進行了維修並得到解決，Windrise工廠在2023年第一季度長時間被迫停機，因此受到了不利影響。截至2023年6月30日的三個月和六個月的可用性都受到肯特希爾斯修復項目的影響

預計將在2023年下半年完全恢復服務。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，經肯特希爾斯長時間停電調整後的可用性分別為98.4％和94.7％，2022年同期的可用性分別為94.0％和93.3％。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，產量與2022年同期相比分別下降了213吉瓦時和285吉瓦時，這主要是由於所有地區的風能和太陽能資源減少，但花園平原風電項目的預調試產量部分抵消了這一點。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別減少了3,800萬美元和3,900萬美元，這主要是由於風力資源減少、環境屬性收入降低、艾伯塔省第二季度已實現商户價格下降以及Windrise風電設施確認的違約金減少導致產量下降。在截至2023年6月30日的六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤的減少被艾伯塔省已實現商户價格的上漲部分抵消。由於工資上漲、保險成本上漲和長期服務協議升級，這兩個時期的OM&A均有所增加。

截至2023年6月30日的三個月和六個月的維持資本支出與2022年同期相比持平。

煤氣

			截至六月三十日止三個月						截至 6 月 30 日的 6 個月
			2023			2022			2023			2022
總裝機容量 (MW)			3,084			3,084			3,084			3,084
可用性 (%)			85.8			93.9			91.1			93.9
合同產量 (GWh)			905			831			1,908			1,771
商户產量 (GWh)			1,649			1,746			3,898			3,486
購買的功率 (GWh)			(39)			(11)			(119)			(26)
總產量 (GWh)			2,515			2,566			5,687			5,231
收入 (1)			320			262			755			553
燃料和購買的電力 (1)			84			146			213			276
碳合規			25			12			57			30
毛利率 (2)			211			104			485			247
OM&A			50			45			91			89
税收，所得税除外			4			4			8			8
其他淨營業收入			(9)			(10)			(20)			(20)
調整後的息税折舊攤銷前利潤 (2)			166			65			406			170
補充信息：
維持資本：			14			3			17			8

(1) 有關調整後的息税折舊攤銷前利潤中包含的收入、燃料和購置電力的調整詳情，請參閲本MD&A的額外國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(2) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤和毛利率沒有定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，可用性與2022年同期相比分別下降了8.1％和2.8％，這主要是由於Sheerness 1號和Keephills3號機組的計劃停機時間增加，第二季度聖丹斯電影節6號機組的停機率降低。在截至2023年6月30日的六個月中，公司的計劃外停機次數少於去年同期。

截至2023年6月30日的三個月中，產量與2022年同期相比下降了51吉瓦時，這是由於可用性降低，但安大略省合同產量的增加部分抵消了這一影響。截至2023年6月30日的六個月中，產量與2022年同期相比增加了456吉瓦時，這主要是由於我們的艾伯塔省商用天然氣資產市場狀況走強以及安大略省合同產量增加，但市場狀況疲軟導致安大略省商用產量下降部分抵消。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別增加了1.01億美元和2.36億美元，這主要是由於我們的艾伯塔省天然氣的已實現能源價格上漲

扣除套期保值後的商業資產和天然氣價格的下跌被較高的碳合規成本以及與澳大利亞計劃中的重大維護相關的合同勞動力增加所導致的OM&A增加所部分抵消。截至2023年6月30日的六個月中，受益於阿爾伯塔省市場狀況走強導致的產量增加，部分被碳成本和與生產相關的燃料使用量上漲所抵消。

截至2023年6月30日的三個月和六個月的維持資本支出與2022年同期相比分別增加了1,100萬美元和900萬美元，這主要是由於天然氣設施的計劃主要維護成本。

能源轉型

(1) 針對調度優化進行了調整。

(2) 有關調整後息税折舊攤銷前利潤中包含的收入調整的詳情，請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(3) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤和毛利率沒有定義，也沒有標準化的含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的可用性與2022年同期相比有所增加，這是由於2023年第二季度Centralia 2號機組的計劃停機次數減少以及截至2023年6月30日的六個月中計劃外停機次數減少。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，產量與2022年同期相比分別增長了316吉瓦時和560吉瓦時，這主要是由於與商户定價相關的出貨量增加以及Centralia 2號機組的可用性提高。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別增加了200萬美元和5100萬美元，這主要是由於商户定價上漲和產量增加，但燃料使用量的增加部分抵消了這一點。在截至2023年6月30日的六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤受到計劃中斷期間履行合同義務所需的購買電力成本增加的負面影響。由於聖丹斯電影節第四單元於2022年第一季度退休，OM&A有所下降。

Highvale和Centralia礦山的礦山開墾支出與2022年持平。

由於計劃中的重大維護減少，截至2023年6月30日的三個月和六個月的維持資本支出與2022年同期相比分別減少了500萬美元。

能源營銷

			截至六月三十日止三個月						截至 6 月 30 日的 6 個月
			2023			2022			2023			2022
收入 (1)			49			57			102			81
OM&A			6			7			20			14
調整後的息税折舊攤銷前利潤 (2)			43			50			82			67

(1) 有關調整後息税折舊攤銷前利潤中包含的收入調整的詳情，請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。

(2) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別減少了700萬美元，增加了1,500萬美元。今年迄今為止，北美所有放松管制市場的實物和金融電力和天然氣產品的短期交易業績超出了細分市場的預期。該公司得以利用交易市場的短期波動，同時維持業務部門的整體風險狀況。

企業

			截至六月三十日止三個月						截至 6 月 30 日的 6 個月
			2023			2022			2023			2022
OM&A			32			23			56			41
調整後的息税折舊攤銷前利潤 (1)			(32)			(23)			(56)			(41)
補充信息：
維持資本：			8			3			16			5

(1) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，調整後的息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比分別減少了900萬美元和1,500萬美元，這主要是由於反映公司業績的應計激勵金增加、支持戰略和增長計劃的支出增加以及通貨膨脹壓力導致的成本增加。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，維持資本支出與2022年同期相比分別增加了500萬美元和1,100萬美元，這主要是由於與公司總部搬遷相關的租賃權改善和信息技術支出增加。

按細分市場劃分的表現以及補充地理信息

下表列出了我們運營所在地區的設施調整後的息税折舊攤銷前利潤表現：

(1) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。逐期呈現這種情況，使管理層和投資者能夠更輕鬆地評估收益（虧損）趨勢，將其與前一時期的業績進行比較。有關這些項目的進一步討論，包括與根據國際財務報告準則計算的衡量標準的對賬（如適用），請參閲本MD&A的分段財務業績和經營業績部分。另請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(2)《聖丹斯電影節》第 4 單元已於 2022 年 3 月 31 日退役。

(3) 能源營銷板塊調整後的息税折舊攤銷前利潤被重新歸類為艾伯塔省地區，以反映業務所在地。

艾伯塔省電力組合

艾伯塔省的發電能力受市場力量的影響，而不是費率監管。商業發電的電力通過電力批發市場進行清理。電力是根據艾伯塔省電力系統運營商（“AESO”）管理的經濟績效令分配的，該命令基於發電機在實時純能源市場上出售電力的提議。我們的艾伯塔省商船隊在此框架下運營，我們在內部管理電力銷售報價。

我們的總裝機容量中約有52％位於艾伯塔省。我們在艾伯塔省的商業資產組合包括水電設施、風能設施、電池儲存設施、熱電聯產設施和經過改造的天然氣熱能設施。艾伯塔省電力投資組合中的一些風能和天然氣設施根據長期合同運營。燃料類型的多樣性推動了投資組合績效的優化，這有利於投資組合管理並實現營業利潤率的最大化。它還為我們提供了產能，這些容量可以作為輔助服務獲利，也可以在供應緊張時期分配到能源市場。投資組合中的一部分發電裝機容量已被套期保值，以提供現金流的確定性。

(1) 對收入進行了調整，以排除未實現的按市值計價收益或虧損以及已實現的收益和虧損對已平倉交易所頭寸的影響，以描述各期內實現的收入。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，艾伯塔省的電力投資組合分別產生了2525吉瓦時和5,680吉瓦時的能源。與2022年同期相比，這分別減少了157吉瓦時和422吉瓦時。在截至2023年6月30日的三個月中，產量下降的主要原因是風力資源減少，以及由於可用性降低，天然氣資產的商用產量略有下降，但降水和積雪融化導致的強勁發電量被部分抵消。在截至2023年6月30日的六個月中，由於市場機會的推動，天然氣板塊的商用產量增加，以及水電板塊在2023年第二季度產量的增加，總體發電量有所增加。

截至2023年6月30日的三個月和六個月的毛利率分別為3.02億美元和6.51億美元，與2022年同期相比分別增加了1.34億美元和3.19億美元。毛利率提高是我們的天然氣板塊商户價格上漲、水電資產產量和已實現價格強勁以及套期保值的結果。在截至2023年6月30日的六個月中，受益於我們天然氣資產的商業產量的增加。

下表提供了該公司在艾伯塔省的電力投資組合的信息：

(1) 艾伯塔省電力投資組合的已實現商用電力價格是公司商用電力銷售（不包括長期合同下的資產和輔助收入）和投資組合優化活動除以商用電量總產量得出的平均價格。

(2) 套期保值交易量主要代表天然氣板塊的產量。

(3) 每兆瓦時的燃料和購買功率以及每兆瓦時的碳合規成本是根據天然氣和能源過渡領域的碳排放發電產量計算得出的，每兆瓦時的碳合規成本可能包括用於償還我們部分温室氣體碳定價義務的排放抵免額。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每兆瓦時產量的已實現商用電價與2022年同期相比分別上漲了每兆瓦時70美元和每兆瓦時68美元。整個投資組合中已實現的商用電力定價較高是由於市場價格上漲以及我們對所有燃料類型的可用容量的優化。該細分市場的現貨價格不包括為減輕不利市場定價的影響而設立的套期保值頭寸的收益和虧損。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每兆瓦時產量的燃料和購買電力成本與2022年同期相比分別下降了每兆瓦時26美元和每兆瓦時12美元，這主要是由於天然氣價格下跌。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，由於碳合規價格從2022年的每噸50美元上漲至2023年的每噸65美元，每兆瓦時產量的碳合規成本與2022年同期相比增加了7美元。2023年，2022年的碳合規義務以現金結算。2022年，該公司利用排放信用額度來償還2021年碳合規義務的一部分，從而降低了每兆瓦時的碳成本。

精選季度信息

由於電力市場的性質和相關的燃料成本，我們的業績是季節性的。較高的維護成本通常發生在預計電價較低的春季和秋季；由於供暖和製冷負荷增加，我們的主要市場的冬季和夏季高峯期電價通常會上漲。由於太平洋西北地區春季徑流和降雨導致的水電產量增加，這影響了森特勒利亞的產量，這通常也影響了第二季度的利潤率。通常，水力發電設施的大部分電力和收入是在春季融化的積雪開始為流域和河流供水時產生的。相反，在寒冷的冬季，風速歷來更大，而在温暖的夏季，風速更低。

(1) 2022年第二季度用於經營活動的現金流為負數，這是由於營運資金的不利變化，這主要是由於我們的抵押品賬户變動與大宗商品價格上漲和市場波動有關。

(2) 歸屬於普通股股東的基本和攤薄後每股收益（虧損）分別使用該期間基本和攤薄後的加權平均流通普通股進行計算。因此，構成該日曆年的四個季度的每股收益（虧損）總和有時可能與每股年收益（虧損）有所不同。

在過去八個季度中，歸屬於普通股股東的淨收益（虧損）也受到以下變化和事件的影響：

•2022年和2023年艾伯塔省定價高峯期總體可用性增加以及電價上漲所產生的收入增加；

•2023年降低天然氣價格，2022年提高天然氣價格；

•2022年和2023年在2021年轉換為天然氣的單位的天然氣消耗量增加；

•2022年的碳成本降低與我們在2022年第二季度向煤炭過渡，以及利用排放抵免額度來償還部分温室氣體債務有關。由於每噸碳成本增加以及2023年第一季度的產量增加，2023年第一和第二季度的碳成本增加；

•從2021年第四季度到2023年第二季度，肯特山1號和2號風力設施的停機時間持續延長。預計長時間的停電將持續到2023年下半年；

•2023年第一和第二季度確認的資產減值沖銷的影響，以及所示所有期間資產減值費用和沖銷的影響；

•2023年貼現率變化導致報廢資產退役準備金變化的影響；

•報廢資產退役準備金因所示所有其他期間的估計現金流量和貼現率的變化而產生的影響；

•加快2022年第三季度確認的退出現金流和使用壽命變化的時機；

•肯特希爾斯風電設施單塔故障的保險收益為700萬美元，已於2022年第二季度確認；

•在2022年每個季度以及2023年第一和第二季度記錄的Windrise風力發電廠的渦輪機可用性低於合同目標的情況下，可以追回的違約金；

•Keephills 1 號機組將於 2021 年第四季度退役，聖丹斯電影節 4 號機組將於 2022 年第一季度退役；

•2021年第四季度收購北卡羅來納州太陽能設施；

•Windrise風力發電設施將於2021年第四季度投入使用；

•2021年第三季度暫停聖丹斯5號機組的供電項目；

•聖丹斯電影節第五單元將於2021年退役；

•與出售2022年第四季度確認的資產相關的收益以及2021年第三季度出售天然氣設備的收益；

•加快關閉Highvale礦山的計劃，導致剩餘的未來特許權使用費在2021年第三季度被確認為繁重的合同；

•加速關閉Highvale礦，增加了煤炭成本中包含的礦山折舊。2021年第三季度發生的煤炭庫存減記；

•2021年第三季度發生的煤炭相關零件和材料庫存減記；

•加元兑美元的波動導致我們未被指定為套期保值的以美元計價的長期債務餘額出現外匯損益；以及

•當前和未來的税收支出以及各個季度的税前收益的波動。與2022年相比，未來的税收支出有所減少，這主要是由於美國進行了調整，以減輕與税基侵蝕和反避税税（“BEAT”）相關的現金税。

財務狀況

下表重點列出了從2022年12月31日至2023年6月30日合併財務狀況表的重大變化：

(1) 包括限制性現金、預付費用和持有待售資產。

(2) 包括投資、融資租賃應收賬款的長期部分、使用權資產、無形資產、商譽、遞延所得税資產和其他資產。

(3) 包括銀行透支、退役的當期部分和其他準備金、合同負債的當期部分和應付股息。

(4) 包括可交換證券、長期退役和其他準備金、遞延所得税負債、合同負債和固定福利債務以及其他長期負債。

TransAlta未經審計的中期簡明合併財務狀況表的重大變化如下：

營運資金

流動資產從截至2022年12月31日的37.14億美元減少了11.37億美元，至2023年6月30日的25.77億美元，這主要是由於與2022年第四季度確認收入增加和能源營銷板塊應收賬款減少相關的貿易應收賬款減少。自年底以來，由於市場價格下降和合同結算降低，風險管理資產減少。此外，現金和現金等價物的減少是由於增長型資本項目支出增加以及在NCIB下購買普通股。在Centralia 2號機組的計劃維護中斷期間，由於繼續收到定期交付的煤炭，庫存增加部分抵消了這些減少。

流動負債減少了13.38億美元，從截至2022年12月31日的28.88億美元降至2023年6月30日的15.5億美元，這主要是由於年終應付賬款和應計負債的支付，包括2022年温室氣體債務的結算、能源營銷板塊的應計和應付賬款減少以及應付所得税的降低。隨着4,600萬美元的Pingston無追索權債券到期並於2023年5月支付，流動負債也減少了。此外，由於市場價格下跌以及自年底以來的合同結算，持有的抵押品和風險管理負債有所減少。截至2023年6月30日，該公司在淨資產狀況下持有與衍生工具相關的現金抵押品（2022年12月31日為2.6億美元）。

截至2023年6月30日，流動資產超過流動負債（包括長期債務和租賃負債的流動部分）為10.27億美元（2022年12月31日——8.26億美元）。我們的營運資金增加主要是由於應付賬款減少了6.85億美元，風險管理負債減少了5.02億美元，這主要是由於市場價格和合同結算的降低。由於2022年第四季度確認收入增加、能源營銷板塊應收賬款減少、風險管理資產減少4.84億美元（主要來自較低的市場價格和合同結算）以及現金和現金等價物的減少，部分抵消了貿易和其他應收賬款的4.91億美元。

非流動資產

截至2023年6月30日，非流動資產為70.05億美元，較截至2022年12月31日的70.27億美元減少了2200萬美元。風險管理資產的減少是由於多個市場的市場定價變化和合同結算。這部分被不動產、廠房和設備（“PP＆E”）增加的4.76億美元所抵消，這主要與花園平原風電項目、懷特羅克風電項目、地平線山風電項目、北金礦太陽能項目、基思山132kv輸電擴建、肯特山修復費用和其他計劃中的重大維護有關。PP&E的增加還包括對1100萬美元的退役和修復成本的修訂和增加，以及2,000萬美元的資產減值沖銷，但被3.39億美元的折舊所抵消。

非流動負債

截至2023年6月30日，非流動負債為57.59億美元，較截至2022年12月31日的58.64億美元減少了1.05億美元，這主要是由於合同結算和定價導致風險管理負債減少了9,600萬美元，與定期償還債務相關的長期債務和租賃負債減少了2100萬美元，以及5400萬美元的不利外匯影響，但信貸提款的增加部分抵消了這一影響 8,700萬美元的設施。

權益總額

截至2023年6月30日，總權益增加2.84億美元，這是由於淨收益為4.31億美元，現金流套期保值衍生品收益為8,400萬美元，但部分被非控股權益分配（1.29億美元）、NCIB下的7,100萬美元股票回購以及普通股和優先股申報的2700萬美元分紅所抵消。

金融資本

公司致力於維持強勁的資產負債表和財務狀況，以確保獲得足夠的金融資本。

資本結構

我們的資本結構由以下部分組成，如下所示：

(1) 現金及現金等價物扣除銀行透支。

(2) 包括與TransAlta OCP無追索權債券相關的TransAlta OCP限制性現金的本金部分，因為該現金僅限於償還未償債務，還包括債務經濟和指定對衝工具的公允價值，因為相關債務的賬面價值受到外匯匯率變化的影響。

(3) 根據《國際財務報告準則》，這些項目沒有定義，也沒有標準含義。有關進一步討論，包括與根據國際財務報告準則計算的衡量標準的對賬，請參閲本管理層會議和分析的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

(4) 包括TransAlta Energy（澳大利亞）私人有限公司持有的9,800萬美元（1.12億澳元）現金，用於TransAlta Renewables未來為澳大利亞增長項目提供資金。

(5) TransAlta Renewables在美國實體中擁有經濟利益，其中包括9,000萬美元（2022年12月31日——9,500萬美元）的美國税收股權融資，以及澳大利亞實體的經濟權益，其中包括7.74億澳元（2022年12月31日——7.86億澳元）的優先擔保票據。

(6) 這些金額不代表股權合資企業Skookumchuck風力發電廠的税收股權融資。

(7) 合併後的淨負債總額不包括可交換優先證券，因為它們被視為股權，股息用於信貸目的。

在2023年至2025年之間，我們有7.24億美元的債務到期，其中包括與定期融資機制相關的4億美元追索權債務，餘額主要與定期無追索權債務償還有關。7.5億美元的可交換證券最早可以在2025年1月1日進行交易。

信貸設施

該公司的信貸額度彙總於下表：

(1) TransAlta有義務簽發信用證和現金抵押品，以擔保對某些方的潛在負債，包括與潛在的環境義務、商品風險管理和套期保值活動、養老金計劃債務、建築項目和購買義務有關的負債。從非承諾貸款中提取的信用證減少了承諾的銀團信貸額度下的可用容量。

2023年6月，對TransAlta公司銀團信貸額度和TransAlta Renewables銀團信貸額度進行了修訂，到期日從2026年6月30日延長至2027年6月30日。TransAlta Corporation的雙邊信貸額度也進行了修訂，到期日從2024年6月30日延長至2025年6月30日。

無追索權債務

Melancthon Wolfe Wind LP、TAPC Holdings LP、New Richmond Wind LP、Kent Hills Wind LP、TEC Heldrand Pty LP、Windrise Wind LP和TransAlta OCP LP無追索權債券受慣例融資條件和契約的約束，這些條件和契約可能會限制公司獲得設施運營產生的資金的能力。在通過某些分配測試（通常每季度進行一次）後，子公司實體就可以將資金分配給各自的母實體。這些條件包括在分配前達到償債覆蓋率，除肯特希爾斯風能有限責任公司和TAPC Holdings LP外，這些實體在2023年第二季度滿足了該比率。在基金會更換工作完成並且TAPC Holdings LP受到2023年更高利率的影響之前，Kent Hills Wind LP無法向其合作伙伴進行任何分配。這些實體自第二季度測試以來積累的資金將一直保留在那裏，直到2023年第三季度計算出下一個還本付息覆蓋率。截至2023年6月30日，有6500萬美元（2022年12月31日——5000萬美元）的現金受到這些財務限制的約束。此外，某些無追索權債券要求設立某些儲備賬户，並通過存款現金和/或提供信用證提供資金。

向資本提供者提供的回報

淨利息支出

淨利息支出的組成部分如下所示：

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，淨利息支出低於2022年同期，這主要是由於增長項目的資本支出增加導致資本化利息增加，以及現金餘額增加和利率優惠帶來的利息收入。信貸額度借款的利息和準備金的增加部分抵消了這一點。

股本

下表概述了已發行和流通的普通股和優先股：

(1) 布魯克菲爾德投資4億美元作為可贖回、可回收的首批優先股的對價。出於會計目的，這些優先股被視為債務，並在合併財務報表中作此披露。

非控股權益

截至2023年6月30日，該公司擁有TransAlta Renewables6％（2022年6月30日——60.1％）的股份。TransAlta Renewables是一家上市公司，其普通股在多倫多證券交易所上市，股票代碼為 “RNW”。TransAlta Renewables持有多元化、高度合約的資產組合，碳強度相對較低。

我們還擁有50.01％的TransAlta Cogeneration, LP（“TACogen”）（2022年6月30日——50.01％），該公司擁有、運營或擁有三個燃氣熱電聯產設施（渥太華、温莎和薩斯喀徹温堡）和一座天然氣燃燒設施（Sheerness）。Sheerness 於 2021 年作為雙燃料發電設施運營。

由於我們擁有TA Cogen和TransAlta Renewables的控股權，因此我們整合了與這些子公司相關的全部收益、資產和負債。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，報告的歸屬於非控股權益的淨收益與2022年同期相比分別增加了1200萬美元和3200萬美元。與2022年同期相比，歸屬於非控股權益的TA Cogen淨收益分別增加了1200萬美元和2,800萬美元，這主要是由於艾伯塔省市場的商户價格上漲。

在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，TransAlta Renewables歸屬於非控股權益的淨收益保持不變，與2022年同期相比分別增加了400萬美元。截至2023年6月30日的六個月中，這一增長主要是由於資產減值逆轉和折舊降低，但收入減少、Windrise風電設施違約金減少、保險收回額減少和OM&A費用增加部分抵消。與TransAlta子公司相關的財務收入有所增加，這是由於今年第一季度來自澳大利亞的股息與去年同期相比有所增加。更多詳情請參閲未經審計的中期簡明合併財務報表附註8。

2023年7月10日，公司達成協議，收購TransAlta Renewables及其某些關聯公司尚未直接或間接擁有的TransAlta Renewables的所有已發行普通股，但須獲得TransAlta Renewables股東的批准。有關詳細信息，請參閲本 MD&A 的 “重要事件和後續事件” 部分。

其他綜合分析

承諾

除了在財務報表其他地方披露的承諾以及在2022年度經審計的財務報表中披露的承諾外，在截至2023年6月30日的六個月中，公司還直接或通過其在聯合經營中的權益承擔了以下額外的合同承諾。這些協議規定的未來付款大概如下：

傳輸

該公司簽訂了多項協議，購買太平洋西北地區的傳輸網絡容量。只要滿足提供服務的某些條件，公司承諾以供應商的費率進行傳輸，無論是立即授予還是將來在建造更多設施後交付。與2022年經審計的年度合併財務報表中披露的金額相比，上表包括傳輸協議的增量變化。

突發事件

有關當前重大未清意外開支，請參閲2022年經審計的年度合併財務報表附註37。下文介紹了突發事件的重大變化。

水電購買安排（“Hydro PPA”）排放績效信用

平衡池聲稱，從2018-2020年（含）起，TransAlta選擇將這些設施納入《碳競爭力激勵條例》和《技術創新與減排條例》，因此有權獲得艾伯塔水電公司獲得的1750,000份排放績效積分（“EPC”）。有爭議的EPC沒有記錄在案的賬面價值，因為它們是內部產生的。平衡池聲稱擁有EPC的所有權，因為它認為Hydro PPA中的法律變更條款要求將EPC移交給平衡池。TransAlta對此説法提出異議雙方已達成保密和解，此事現已得到解決。

Brazeau 設施-考慮水力壓裂活動的油井許可證申請

艾伯塔省能源監管機構（“AER”）於2019年5月27日發佈了一項地下令，該命令不允許在距離布拉佐設施三公里範圍內進行任何水力壓裂，但允許在距離布拉佐設施三到五公里範圍內的所有地層（杜弗奈除外）進行水力壓裂。隨後，兩家石油和天然氣運營商向AER提交了距離布拉佐設施三到五公里範圍內的10個油井許可證（包括水力壓裂活動）的申請。審理這些申請的監管聽證會（第379號程序）原定於2023年2月27日至3月10日舉行，但為了允許O'Chiese原住民進行幹預並提交意見而延期。雖然我們沒有新的聽證日期，但我們預計最早將在2023年第四季度聽證會。

該公司的立場是，距離布拉佐設施不到五千米的水力壓裂活動構成了不可接受的風險，申請應被拒絕。

Brazeau 設施-對艾伯塔省政府的索賠

2022年9月9日，該公司向艾伯塔省國王法院提交了對艾伯塔省政府的索賠聲明，要求宣佈：（i）在距離布拉佐設施5公里範圍內授予礦產租賃違反了公司與艾伯塔省政府1960年達成的協議；（ii）艾伯塔省政府必須賠償公司因布拉澤附近水力壓裂風險而產生的任何費用或損失非盟設施。2022年9月29日，艾伯塔省政府提交了辯護聲明，其中除其他外，斷言該公司：（i）正試圖篡奪艾伯塔省能源監管機構的管轄權，（ii）根據《時效法》（艾伯塔省）已經過時。該試驗定於2024年2月26日開始為期兩週。

花園平原

該公司的全資子公司Garden Plain I LP聘請了一家外部供應商在艾伯塔省漢納附近建造花園平原風電項目。該供應商經歷了日程安排延遲、施工挑戰和嚴重的成本超支，導致最後期限逾期，並要求賠償4,900萬美元。公司對該索賠提出全部異議，並提出反訴。當事方已啟動爭議解決程序。

現金流

以下重點介紹了截至2023年6月30日和2022年6月30日的六個月中合併現金流量表的重大變化：

截至2023年6月30日的六個月中，來自經營活動的現金與2022年同期相比有所增加，這主要是由於扣除風險管理活動未實現損益後的收入增加。營運資金的不利變化增加、燃料和購置電力、OM&A和碳合規成本的增加部分抵消了這一點。

截至2023年6月30日的六個月中，用於投資活動的現金與2022年同期相比有所下降，這主要是因為：

•用於PP＆E增長項目和肯特希爾斯修復建設活動的現金支出增加（2.75億美元），但部分抵消了以下因素：

•非現金營運資金的有利變化主要與在建資產的施工應付賬款的時間有關（4200萬美元）；

•出售不動產、廠房和設備的更高收益（2500萬美元）；以及

•年內無形資產增加額減少（1700萬美元）。

截至2023年6月30日的六個月中，用於融資活動的現金與2022年同期相比有所下降，這主要是因為：

•增加支付給子公司非控股權益的分配（5,700萬美元）；

•NCIB下更高的普通股回購額（5500萬美元）；以及

•增加長期債務的還款額（5000萬美元），

部分被公司信貸額度下的淨借款（8,700萬美元）的增加所抵消。

金融工具

有關金融工具的詳細信息，請參閲截至2023年6月30日的三個月和六個月經審計的2022年度合併財務報表附註14以及我們截至2023年6月30日的三個月和六個月的未經審計的中期簡明合併財務報表附註10和11。

我們可能會進行涉及非標準特徵的商品交易，而這些特徵沒有可觀察的市場數據。根據國際財務報告準則，這些工具被定義為三級金融工具。三級金融工具不在活躍市場上交易，因此，公允價值是使用基於內部制定的假設或輸入的估值模型制定的。我們的三級公允價值是使用單位可用性、傳輸擁塞或需求概況等數據確定的。每季度使用合理可能的替代假設作為估值技術的輸入來驗證公允價值，任何重大差異都會在財務報表附註中披露。

截至2023年6月30日，三級工具的淨負債賬面價值為3.76億美元（2022年12月31日——淨負債為7.82億美元）。自2022年12月31日以來，我們的風險管理狀況和做法沒有重大變化。

其他國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標

國際財務報告準則的另一項衡量標準是與對合並財務報表的理解相關的細列項目、標題或小計，但不是《國際財務報告準則》規定的最低限度項目，或者列報與理解合併財務報表有關但未在合併財務報表的其他地方列報的財務指標。我們在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月和六個月的未經審計的中期簡明合併收益（虧損）報表中包括了標題為 “毛利率” 和 “營業收入（虧損）” 的細列項目。列出這些細列項目可以讓管理層和投資者衡量持續的經營業績，並且可以隨時進行比較。

我們使用多種財務指標來評估我們的業績和業務部門的業績，包括在非國際財務報告準則基礎上列報的指標和比率，如下所述。除非另有説明，否則所有金額均以加元計算，並源自我們根據國際財務報告準則編制的經審計的2022年年度合併財務報表以及截至2023年6月30日的三個月和六個月的未經審計的中期簡明合併收益（虧損）報表。我們認為，這些非國際財務報告準則金額、衡量標準和比率，加上我們的國際財務報告準則金額，可以讓讀者更好地瞭解管理層如何評估業績。

根據國際財務報告準則，非國際財務報告準則的金額、衡量標準和比率沒有標準含義。它們不太可能與其他公司提出的類似衡量標準相提並論，不應將其與我們的國際財務報告準則業績分開來看待，也不應將其視為替代業績，或比其更有意義。

非國際財務報告準則財務指標

調整後的息税折舊攤銷前利潤、FFO、FCF、淨負債總額、合併淨負債總額和調整後淨負債均為本MD&A中列出的非國際財務報告準則指標。有關更多信息，包括此類非國際財務報告準則指標與最具可比性的國際財務報告準則指標的對賬情況，請參閲本MD&A的分部財務業績和經營業績、精選季度信息、金融資本和主要非國際財務報告準則財務比率部分 S 措施。

調整後 EBITDA

每個業務部門都對以調整後的息税折舊攤銷前利潤衡量的經營業績承擔責任。調整後的息税折舊攤銷前利潤是管理層的重要指標，代表我們的核心業務盈利能力。利息、税款、折舊和攤銷不包括在內，因為會計處理的差異可能會扭曲我們的核心業務業績。此外，為了更好地評估結果，進行了某些改敍和調整，但不包括那些可能無法反映當前業務業績的項目。該演示文稿可能有助於讀者分析趨勢。

以下是對所做調整的描述。

收入調整

•根據國際財務報告準則，我們在加拿大和澳大利亞擁有的某些資產已完全簽訂合同並記錄為融資租賃。我們認為，更合適的做法是將我們在合同下收到的款項作為能力付款反映在我們的收入中，而不是作為融資租賃收入和融資租賃應收賬款的減少。

•調整後的息税折舊攤銷前利潤進行了調整，以排除未實現的按市值計價收益或虧損以及未實現的外匯收益或虧損對大宗商品交易的影響。

•通過抵消頭寸結算期間記錄的交易所頭寸，對與已平倉頭寸相關的收益和虧損進行了調整。

調整燃料和購買的電力

•在2017年7月南黑德蘭工廠投入使用時，我們預付了約7400萬美元的輸電和配電費用。利息收入記錄在預付資金中。我們將這筆利息收入重新歸類為每期輸電和配電成本的減少，以反映業務的淨成本。

對其他營業收入淨額的調整

•與肯特希爾斯大廈倒塌相關的保險追回款不包括在內，因為這些金額與投資活動有關，不能反映持續的業務表現。

除利息、税項、折舊和攤銷外，對收益（虧損）的調整

•資產減值費用和沖銷不包括在內，因為這些會計調整會影響折舊和攤銷，並不反映持續的業務表現。

•資產出售的任何收益或損失或外匯收益或虧損均不包括在內，因為這些不屬於營業收入的一部分。

權益類投資的調整

•在2020年第四季度，我們收購了Skookumchuck風力發電廠49％的權益，根據國際財務報告準則，該風力發電廠被視為股權投資，我們在淨收益中所佔的比例在國際財務報告準則收益表中反映為權益收益。由於這項投資是我們常規發電業務的一部分，因此我們在調整後的息税折舊攤銷前利潤總額中已將Skookumchuck風電設施調整後的息税折舊攤銷前利潤中所佔的比例包括在調整後的息税折舊攤銷前利潤總額中。此外，在風能和太陽能調整後的業績中，我們納入了收入和支出的比例份額，以反映這項投資的全部運營業績。我們沒有將EMG International, LLC調整後的息税折舊攤銷前利潤計入調整後的息税折舊攤銷前利潤總額，因為它不代表我們的常規發電業務。

年平均息税折舊攤銷前利潤

年平均息税折舊攤銷前利潤是一項具有前瞻性的非國際財務報告準則財務指標，用於顯示當前在建項目完工後預計產生的平均年度息税折舊攤銷前利潤。

運營資金（“FFO”）

FFO是一項重要的指標，因為它代表了營運資金變化之前運營活動產生的現金，並且能夠將現金流趨勢與前一時期的結果進行比較。FFO是一項非國際財務報告準則的衡量標準。

對運營現金流的調整

•與Skookumchuk風電設施相關的FFO（根據國際財務報告準則，Skookumchuk風電設施被視為股權會計投資，扣除合資企業分配後的權益收益）包含在國際財務報告準則下運營的現金流中。由於這項投資是我們常規發電業務的一部分，因此我們將FFO中的相應份額包括在內。

•對融資租賃應收賬款的付款進行了重新分類，以反映運營產生的現金。

•我們對與2020年加速非煤炭化決定和2021年關閉Highvale礦山相關的運營現金中包含的項目進行了調整（“清潔能源轉型條款和調整”）。

•已平倉頭寸的收到/支付的現金反映在頭寸結算期內。

•其他調整包括生產税收抵免的付款/收據，這是對股權債務的減免，包括來自股權記賬的合資企業的分配。

自由現金流（“FCF”）

FCF是一項重要的指標，因為它代表可用於投資增長計劃、定期償還債務本金、償還到期債務、支付普通股分紅或回購普通股的現金金額。不包括營運資金的變化，因此FFO和FCF不會被我們認為是暫時的變化所扭曲，這些變化反映了季節性因素以及收款時間等的影響。FCF是非國際財務報告準則的衡量標準。

非國際財務報告準則比率

每股FFO、每股FCF和調整後的淨負債與調整後的息税折舊攤銷前利潤是MD&A中列報的非國際財務報告準則比率。有關更多信息，請參閲本MD&A的 “運營現金流與FFO和FCF的對賬和主要非國際財務報告準則財務比率” 部分。

每股 FFO 和每股 FCF

每股FFO和每股FCF是使用該期間已發行普通股的加權平均數計算得出的。每股FFO和每股FCF是非國際財務報告準則的比率。

補充財務措施

按TransAlta Renewables、拆除合併調整後的息税折舊攤銷前利潤、合併後的FFO和去合併後的息税折舊攤銷前利潤按比例列報的財務亮點是補充財務指標，公司使用這些指標在拆除合併的基礎上列報調整後的息税折舊攤銷前利潤。有關更多信息，請參閲本MD&A的 “按比例分列的TransAlta Renewables財務摘要和主要非國際財務報告準則財務比率” 部分。

披露的艾伯塔省電力投資組合指標也是補充財務指標，用於按細分市場顯示艾伯塔省市場的毛利率。有關更多信息，請參閲本MD&A的艾伯塔省電力投資組合部分。

按分部合併對非國際財務報告準則指標的對賬

下表反映了按分部劃分的調整後息税折舊攤銷前利潤，並提供了截至2023年6月30日的三個月的所得税前收益對賬情況：

(1) Skookumchuck 風能設施已按比例納入風能和太陽能板塊。

(2) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

下表反映了按分部劃分的調整後息税折舊攤銷前利潤，並提供了截至2022年6月30日的三個月的所得税前虧損對賬情況：

(1) Skookumchuck 風能設施已按比例納入風能和太陽能板塊。

(2) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

下表反映了按分部劃分的調整後息税折舊攤銷前利潤，並提供了截至2023年6月30日的六個月的所得税前收益對賬情況：

(1) Skookumchuck 風能設施已按比例納入風能和太陽能板塊。

(2) 根據國際財務報告準則，調整後的息税折舊攤銷前利潤未定義，也沒有標準化含義。請參閲本MD&A的附加國際財務報告準則指標和非國際財務報告準則指標部分。

下表反映了按分部劃分的調整後息税折舊攤銷前利潤，並提供了截至2022年6月30日的六個月的所得税前收益對賬情況：