EX-13.2 3 a20240930tacex132mda.htm EX-13.2 文件

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特拉薩爾塔公司
管理層討論與分析
2024 年第三季度報告
本管理層的討論與分析（「MD&A」）包含前瞻性聲明。這些聲明基於某些估計和假設，並涉及風險和不確定性。實際結果可能會有重大差異。有關更多信息，請參閱本 MD&A 的前瞻聲明一節。
目錄
此 MD&A 應與截至 2024 年 9 月 30 日及 2023 年 9 月 30 日止三個月和九個月之未經審核中期簡明綜合財務報表一併閱讀，並與我們 2023 年綜合報告中所載的經審核年度合併財務報表和 MD&A（「2023 年年度 MD&A」）一併閱讀。在本 MD&A 中，除非情況另有規定，否則「我們」、「我們」、「我們」、「公司」和「TransAlta」指 TransAlta 公司及其子公司。未經審核中期簡明綜合財務報表已按照國際會計準則委員會（「IASB」）發出的加拿大公開負責性企業的國際財務報告準則（「IFRS」）擬備，並於 2024 年 9 月 30 日生效。除非另有註明，以下討論中的所有表格金額均以數百萬加元計算，除非每股金額以整個美元計算，以最近兩個小數位為單位。這份 MD&A 日期為 2024 年 11 月 4 日。有關 TransAlta 的其他信息，包括截至 2023 年 12 月 31 日止年度的年度資料表格（「AIF」），可在 SEDAR+ 上找到 網址：塞達普魯斯網站，關於埃德加， 網址：政府網站 以及在我們的網站上 網址：特蘭薩塔網站。本網站上或與本網站相關的資訊並不會以參考方式加入。


特蘭薩爾塔公司
M1
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前瞻性聲明
本 MD&A 包括適用加拿大證券法規的「前瞻性信息」，以及適用美國證券法規的「前瞻性聲明」，包括： 私人證券訴訟改革法 1995 年（本文統稱為「前瞻性聲明」）。所有前瞻性聲明均基於我們的信念，以及基於假設時提供的資料，以及管理層對歷史趨勢、當前狀況和預期未來發展的經驗和感知以及其他因素所認為適當的因素為基礎的假設。前瞻性陳述不是事實，而只是預測，一般可以通過使用語言來識別，其中包括「可能」，「願意」，「可能」，「會」，「應該」，「相信」，「期望」，「估計」，「預計」，「計劃」，「預測」，「預測」，「預測」，「預測」，「繼續」或其他可比較的術語。這些聲明並不保證我們未來的表現、事件或結果，並受到風險、不確定性和其他重要因素，這些因素可能導致我們的實際表現、事件或結果與前瞻性聲明中所述或暗示的重要因素有所不同。
本 MD&A 特別包含前瞻性聲明，包括但不限於：公司提供 2024 年展望的能力，包括調整後的 EBITDA、自由現金流、每股年化股息、持續資本支出、能源營銷毛利、企業現金稅和現金利息；公司的增長目標在 2028 年提供 1.75 GW，目標投資為 3.5 億美元，將實現年利潤率 3.500 億元；至 2028 年，本公司的發展管道擴展至 10 兆瓦； 聖丹斯 6 的臨時封鎖並恢復服務；我們收購哈特蘭； 本公司目前正在建設中的基思西山網絡升級項目，包括資本成本、商業營運時間及預期年度 EBITDA；早期和高階段項目的開發；從白石和海平山風電項目產生的 PTC（下文定義）轉讓所產生的預期年平均 EBITDA；公司的對沖策略以及該策略提供更大現金的能力流量確定性；提供穩定和可預測的現金流；在 2028 年底前，將從可再生能源產生的 EBITDA 比例增加至 70%；我們計劃於 2025 年底停止煤炭發電；監管發展及其對公司的預期影響；推行亞伯達省「重組能源市場」的影響，以及公司預期對公佈的短期影響
亞伯達省對公司現有資產的法規變更將被抑制；「重組能源市場」的特點，包括將提供稀缺定價機制；在確定新市場結構之前暫停新增長項目；業務的季節性，包括預計電力價格較低的春季和秋季經常產生更高的維護成本；公司 2024 年的共同股份回購計劃為止 150 億元，並以下形式返還給股東股份回購及股息高達本公司 2024 年免費現金指引的 42%。
本 MD&A 中包含的前瞻性聲明基於許多假設，包括但不限於以下：2024 年展望中包含的電力和天然氣價格假設；已公布的法律和法規沒有重大變化；燃料和購買電力成本沒有重大變化；對沖量和信貸市場沒有重大的不利影響；電力價格和對沖價格沒有重大變化，包括對沖量和假設；不重大變化天然氣商品價格和運輸成本；停運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；我們資產的完整性和可靠性沒有重大變化；計劃和未計劃中斷；並且公司的債務和信貸評級沒有重大變化。
前瞻性聲明存在許多重大風險和不確定性，這些風險可能導致實際計劃、績效、結果或結果與目前預期有重大不同。可能影響本 MD&A 內容的前瞻性聲明表達或暗示的因素包括：有關的風險，包括亞伯達、安大略和中哥倫比亞的商家價格波動；未能完成 Heartland 收購的好處，以及在收市前的中期內 Heartland 投資組合的任何價值損失；生產量減少；資本獲得限制和增加借貸成本，包括任何難度提高債務、股權或稅務平等（如適用）以合理條件或完全合理條件；勞動關係問題、勞動力供應情況下降低，以及繼續提供我們的營運和設施的能力；依賴關於關於我們的增長項目或根據我們的氣體運輸能力獲得監管和任何其他第三方批准的能力；對氣體運輸能力的長期承諾可能無法充分利用
M2
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隨著時間的推移；公司對沖狀況產生的不利財務影響；與發展和建築項目相關的風險，包括資本成本增加、許可挑戰、勞工和工程風險、與承包商的爭議以及建設或啟動該等項目的可能延誤；加元兌美元和澳元的顯著波動；短期和長期電力供應和需求變化；對手風險，包括未履行風險和較高水平我們的應收帳款損失；無法實現我們的環境、社會和管治目標及 ESG 要求變化所產生的影響；能源轉型對我們的業務的影響；資產的損失和/或廢棄；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；商品風險管理和能源交易風險，包括與對沖和交易程序相關的風險管理工具的有效性以防止重大損失；我們能夠以提供預期回報的價格合約，以及在合約到期時更換或延長合同；我們營運所在司法管轄區的立法、監管和政治環境的變更，包括對可再生能源項目的限制有關的阿爾伯塔省電氣系統營運商（「AESO」）修訂規則和市場電力緩解法規，以及對傳輸規例的預期變更，以及建立該規則的建立能源市場重組；環境要求和這些要求的變化或責任；電力傳輸和配送中斷；天氣，包括人造災害或自然災害和其他氣候變化相關風險的影響；成本增加；我們的發電單位的相對效率或產能因素降低；運行設施所需的燃料來源中斷，包括天然氣、煤炭、水、太陽能或風力資源的運作風險；營運風險、未計劃中斷和設備失敗我們能夠以符合成本效益或及時進行或完成任何維修的能力；未能符合財務預期；國內、國際經濟和政治的一般發展，包括武裝戰爭、恐怖主義威脅、不利外交發展或其他類似事件；我們經營業務的行業風險和競爭；證券的結構性依賴；公共衛生危機風險；保險保障不足或不可用；我們提供所得稅和任何規定風險重新評估；以及涉及本公司的法律、監管和合同爭議和程序。以上的風險因素包括在截至 2023 年 12 月 31 日截至 2023 年 12 月 31 日止年度的「管治與風險管理」部分，以及我們的 AIF 的風險因素部分中進一步詳細描述。
請讀者在評估前瞻性聲明時仔細考慮這些因素，這些因素僅反映本公司截至本公司的期望，並警告不要過度依賴它們。本文件中包含的前瞻性聲明僅於本文日期起作出，除非適用法律要求，否則我們不承諾公開更新這些前瞻性聲明以反映新信息、未來事件或其他方面。本文所載的財務前景的目的是為了向讀者提供有關管理層目前的期望和計劃的信息，並注意讀者，該等信息可能不適用於其他目的。鑑於這些風險、不確定性和假設，前瞻性聲明可能在與我們所描述的不同程度或時間發生，或可能完全不發生。我們無法保證將實現預測的結果或事件。

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M3
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業務說明
TransAlta 是加拿大公司，也是加拿大最大的上市發電機之一。公司成立於 1911 年，在發電產業的開發和運營方面擁有超過 113 年的經驗。我們擁有、經營和管理地理多元化的發電資產組合，包括水、風力、太陽能、電池儲存、天然氣和煤炭。TransAlta 將於 2025 年底停止燃煤發電。我們是加拿大最大的風電和熱發電生產商之一，也是亞伯達省最大的水力發電生產商。我們還擁有領先業界的能源行銷能力，我們致力於在動態的市場條件中為自己和客戶確保和優化高價值產品和市場來最大化利潤。我們的商戶和合約資產以及能源行銷業務的組合，提供彈性的現金流，支持我們維持資產負債表、向股東返回資本以及重新投資增長的能力。
資產組合
我們的資產組合在地理方面分散，在加拿大、美國和澳大利亞各地營運。
我們的水力、風力和太陽能、天然氣和能源轉型部門負責運營和維護我們的發電設施。我們的能源行銷部門負責營銷和安排我們在北美（阿爾伯塔省除外）的商業資產車隊，以及為我們的氣體車隊採購天然氣、運輸和存儲，提供專業知識和知識
支持我們的成長團隊，並通過一個領先的北美能源營銷和交易平台創造與我們的資產業務獨立的毛利率。
我們高度多元化的投資組合包括優質合約資產和商戶資產。我們的商戶資產包括我們獨特的水力商戶組合以及我們的商戶傳統熱產組合和風力資產。我們的商戶風險主要位於亞伯達省，我們的產能佔 49%，其中 76% 可以參與商用電力市場。
本公司採用對沖策略，其中包括維持大量商業和工業（「C&I」）客戶基礎，並配合金融對沖。我們在阿爾伯塔省的大部分熱能力是對沖，以提供更大的現金流確定性，同時為我們的股東獲得更高的風險調整回報。有關更多詳細信息，請參閱本 MD&A 的 2024 年展望和亞伯達投資組合的優化部分。
2024 年 1 月 1 日，100 兆瓦白石西風力設施進行商業運營，並於 2024 年 2 月 29 日，基思山 132 千伏擴建項目完成。200 兆瓦白石東和 200 兆瓦的海平山風力設施分別於 2024 年 4 月 22 日和 2024 年 5 月 21 日進行商業運營，使該公司在美國全面合約的可再生能源機隊增加到 1,000 兆瓦以上。
下表提供截至截至我們營運所在地區的設施的合併所有權
二零二四年九月三十日：
水電風力與太陽能燃氣能源轉型總計
如下
二零二四年九月三十日
毛重
已安裝
容量
(兆瓦)
數量
設施
毛重
已安裝
容量
(兆瓦)(1)
數量
設施
毛重
已安裝
容量
(兆瓦)(1)
數量
設施
毛重
已安裝
容量
(兆瓦)
數量
設施(2)
毛重
已安裝
容量
(兆瓦)(1)
數量
設施
阿爾伯塔834 17 766 14 1,963 7 — — 3,563 38 
加拿大，阿爾伯塔除外
88 7 751 9 645 3 — — 1,484 19 
我們— — 1,019 10 29 1 671 2 1,719 13 
澳大利亞— — 48 3 450 6 — — 498 9 
總計922 24 2,584 36 3,087 17 671 2 7,264 79 
(1)合併報告的總安裝容量佔設施容量的百分之百。風能和太陽能部門的容量數據包括肯特希爾斯風力設施的百分之百，而天然氣部門的容量數據包括渥太華和溫莎廠的 100％，Sheerness 設施的 50% 和薩斯喀徹溫堡設施的 60%。
(2)包括森特拉利亞煤炭設施和斯庫昆丘克水力設施。
M4
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合約容量
以下表格為截至 2024 年 9 月 30 日起，以 MW 計算我們的合約產能，以及我們營運所在地區的設施總安裝總容量的百分比：
截至二零二四年九月三十日
水電
風與
太陽能
燃氣
能源
過渡
總計
阿爾伯塔—336511—847
加拿大，阿爾伯塔除外
88751645—1,484
我們—1,019293811,429
澳大利亞—48450—498
合約總容量 (兆瓦)882,1541,6353814,258
合約產能以總容量的百分比 (%)10 %83 %53 %57 %59 %
我們總安裝容量的約 59% 是與投資級別或信譽良好的對手合約。
下表提供截至 2024 年 9 月 30 日起，我們所經營地區的合約和商業設施的加權平均合約壽命：
截至二零二四年九月三十日
水電
風與
太陽能
燃氣
能源
過渡
總計
阿爾伯塔
— 8 2 — 3 
加拿大，阿爾伯塔除外
10 9 7 — 9 
我們
— 13 1 1 8 
澳大利亞
— 14 14 — 14 
總加權合約壽命（年）
1 10 5 1 6 



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M5
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亮點
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月及九個月內，本公司已展現強勁的財務及營運表現，由於積極管理公司的商戶投資組合和對沖策略，以及實現白石及海平山風力設施以及北方金地太陽能設施的商業營運。在 2024 年第二季和第三季度，該公司以顯著高於現貨市場的價格結算較高的對沖數量。
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
（以百萬加元計算，除非註明的情況除外）2024202320242023
營運資訊
調整後的可用性 (%)94.5 91.9 92.5 89.4 
生產量 (兆瓦時)5,712 5,678 16,612 16,246 
選擇財務資訊
收入638 1,017 2,167 2,731 
所得稅前盈利
9 453 370 915 
調整後的 EBITDA(1)
325 453 968 1,343 
普通股東應佔淨盈利（虧損）
(36)372 242 728 
現金流
營運活動現金流229 681 581 1,154 
來自營運的資金(1)(2)
200 357 673 1,122 
自由現金流(1)(2)
140 228 521 769 
每股
加權平均已發行普通股數
296 263 303 265 
普通股東應佔每股淨盈利（虧損）（基本和稀釋）
(0.12)1.41 0.80 2.75 
每股營運資金(1)(2)
0.68 1.36 2.22 4.23 
每股自由現金流(1)(2)
0.47 0.87 1.72 2.90 
如下
二零二四年九月三十日二零二三年十二月三十一日
流動性和資本資源
可用流動性1,774 1,738 
調整後的淨債務至調整後的 EBITDA(1) (次數)
3.2 2.5 
合併淨債務總額(1)(3)
3,349 3,453 
資產及負債
總資產8,654 8,659 
長期負債總額 4,458 5,253 
負債總額6,733 6,995 
(1)這些項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。不同期間提供這些項目，讓管理層和投資者能夠比以往期間的業績更輕鬆地評估盈利（虧損）趨勢。有關這些項目進一步討論，包括根據 IFRS 計算的衡量度，請參閱本 MD&A 的分段財務表現和經營業績一節。此外，請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則」和「非 IFRS 標準」一節。
(2)每股營運資金（「FFO」）和每股自由現金流（「FCF」），均使用期內出行的普通股平均數計算。有關這些非 IFRS 比率，請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則和非 IFRS 標準」一節。
(3)有關合併淨債務組成的詳細資料，請參閱本 MD&A「金融資本」部分中的表格。
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營運效能
調整的可用性
下表提供依區段調整的可用性：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
水電94.3 97.8 92.3 95.6 
風力和太陽能93.7 87.0 93.8 85.7 
燃氣96.3 94.6 95.4 92.3 
能源轉型
90.0 86.2 76.1 79.8 
調整後的可用性 (%)94.5 91.9 92.5 89.4 
可用性對公司來說是一個重要的衡量度，因為它代表設施可用來生產電力的時間百分比，因此是車隊整體表現的重要指標。
可用性受到計劃和未計劃中斷的影響，並降低。公司安排專用時間（計劃中斷），以維護、維修或改善設施，以盡量減少對營運的影響。在高價的環境中，實際停電時間表可能會變更，以加速裝置的恢復服務。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的調整供應情況分別上升 2.6 點和 3.1 個百分點。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月中，與 2023 年同期相比，調整後的可用性較高，主要是由於：
•新增白石及地平線山風力設施以及北方金田太陽能設施；
•肯特希爾斯風力設施恢復服務；及
•降低希爾尼斯第一單位和基菲爾斯第 3 單位的計劃和未計劃中斷，以及桑丹斯氣體區域 6 號單位的降低降低降低；部分抵銷
•水力產業部門的計劃重大維護中斷和未計劃中斷更高。
截至 2024 年 9 月 30 日止九個月的調整可用性受到進一步影響：
•在 2024 年第一季和第二季度，中特拉利亞能源轉型部門第二個單位的計劃和未計劃中斷更高。
生產和長期平均發電
20242023
截至九月三十日止三個月
實際
生產
(千瓦時)
LTA
代
(千瓦時)
生產
作為百分比
LTA 一代
實際
生產
(千瓦時)
LTA
代
(千瓦時)
生產
作為百分比
LTA 一代
水電494 573 86 %521 573 91 %
風力和太陽能1,121 1,472 76 %708 1,246 57 %
燃氣3,119 3,294 
能源轉型978 1,155 
總計5,712 5,678 

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M7
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20242023
截至九月三十日止九個月
實際
生產
(千瓦時)
LTA
代
(千瓦時)
生產
作為百分比
LTA 一代
實際
生產
(千瓦時)
LTA
代
(千瓦時)
生產
作為百分比
LTA 一代
水電1,271 1,568 81 %1,443 1,568 92 %
風力和太陽能4,118 4,701 88 %2,764 3,766 73 %
燃氣9,442 8,981 
能源轉型1,781 3,058 
總計16,612 16,246 
除了調整的供應情況外，本公司利用長期平均生產量（「LTA 發電」）作為可再生資產的另一個表現指標，其中實際生產水平與預期的長期平均值進行比較。在短期內，對於每個水力、風力和太陽能部分，條件將因一個期間而異。在較長的時間內，設施預計會符合其長期平均值的產品，這被認為是可靠的績效指標。
LTA 產生是根據我們模擬模型預測的年度平均能源產量，並根據通常超過 25 年期間執行的歷史資源資料來計算。
天然氣和能源轉型的 LTA 發電不適用，因為這些單位是可發貨的，其生產很大程度取決於市場條件和商戶需求。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的總產量，與二零二三年同期相比增加。
截至二零二四年九月三十日止三個月及九個月的水電產量分別下降了 27 兆瓦時及 172 兆瓦時，或下降百分之五及百分之十二。Hydro 的能源產量下降是由於：
•北薩斯喀徹溫河地區的水資源較低；及
•與 2023 年同期相比，車隊的計劃中斷增加。
截至二零二四年九月三十日止三個月及九個月的風力及太陽能產量分別上升 413 兆瓦時及 1,354 兆瓦時，或 58% 及 49%，主要原因是：
•新設施生產，包括於 2023 年 11 月啟用的北方金菲爾德太陽能設施、西白石及東風設施分別於 2024 年 1 月和 4 月啟用，以及在 2024 年 5 月啟用的地平線山設施；
•2024 年第一季度肯特希爾斯風力設施恢復服務；及
•在 2024 年第一季度從東白石和地平線山風力設施進行預先啟動生產。
截至 2024 年 9 月 30 日止九個月的風力和太陽能產量增加，由於 2023 年 8 月啟用花園平原風力設施的生產，進一步受益。
截至 2024 年 9 月 30 日止三個月的天然氣部分產量下降 175 兆瓦時，或 5%，主要是由於亞伯達省的調度最佳化所致。
截至二零二四年九月三十日止九個月的天然氣部門生產量增加 461 兆瓦小時，或百分之五。產量上升主要是由於安大略省批發電力市場的優勢的市場條件所導致，這使薩尼亞工廠更高的配送量，從而導致了安大略省電網的商家生產量更高，而部分由於亞伯達省的調度最佳化所抵消。
截至 2024 年 9 月 30 日截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的能源轉型部門的生產受到負面影響，由於市場價格較前期間下降導致 Centralia 工廠的經濟調度增加。截至 2024 年 9 月 30 日止的九個月受到 2024 年第一季和第二季度的計劃和非計劃中斷時間較高的進一步影響。

M8
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市場定價
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
艾伯塔省現貨電價格 (美元/MWh)
55 152 67 151 
中哥倫比亞現貨電價格 (美元/MWh)
50 78 61 78 
安大略省現貨電價格 (美元/MWh)
34 35 32 28 
天然氣價格（AECO）（$/GJ）
0.67 2.49 1.24 2.65 
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月中，艾伯塔省現貨電價格比 2023 年同期平均較低，這是由於新增天然氣、風力和太陽能供應和天然氣價格下降的推動。
由於天然氣價格下降，太平洋西北地區的現貨電價格與 2023 年同期平均較低。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的 AECO 天然氣價格與 2023 年同期相比較低，主要是由於亞伯達省和整個北美洲的天然氣產量上升和儲存水平較高。
綜合資料財務表現檢討
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
收入638 1,017 2,167 2,731 
燃料和購買的動力213 269 690 782 
碳合規41 28 73 85 
營運、維護及行政143 131 421 389 
折舊和攤銷133 140 388 489 
資產減值費用（逆轉）
20 (58)26 (74)
所得稅前盈利
9 453 370 915 
所得稅費用
31 34 88 65 
普通股東應佔淨盈利（虧損）
(36)372 242 728 
非控股權益應佔淨盈利
1 33 14 96 
第三季度差異分析（2024 年比 2023 年）
收入 為了 截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月分別下跌 3.79 百萬元及 5.64 百萬元，較二零二三年同期分別下跌 37% 及 21%，大致與預期相符。下降主要是由於：
•亞伯塔省市場的商戶現貨價格下降和對沖電力價格。該公司於 2024 年第二季和第三季度結算較高的電力對沖，對現貨電價格產生積極貢獻；
•由於與美國中部俄克拉荷馬州項目相關的新長期風力能銷售額較高，導致風力和太陽能部門的衍生產品和其他交易活動的收入降低。美國中部長期風能銷售未實現損失是由於加強
預測風收集價格在該期內反映；部分抵銷
•白石及地平線山風力設施及北方金田太陽能設施的商業營運；及
•更高的環境和稅務屬性收入來自 Hydro 部門，以及從俄克拉荷馬州風力設施出售生產稅抵免稅給美國應稅對手的收入。
截至 2024 年 9 月 30 日止九個月的收入受到下列情況進一步影響：
•由於市場價格下降，並在 2024 年第一季度和第二季度計劃維護的計劃和未計劃中斷時間較高，而由於經濟調度較高，Centralia 的生產量下降。

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燃料和購買的電力成本 截至二零二零二四年九月三十日止的三個月和九個月，較二零二三年同期分別下跌 5.600 萬元及 92 百萬元，較二零二零年同期分別減少 21% 及 12%，主要原因是：
•由於回購電力的中 C 價格下降和生產率下降，導致購買電力成本降低；
•亞伯達省燃氣的調度最佳化，能源轉型部門的經濟調度更高；以及
•天然氣價格下降；部分抵銷
•2024 年第一季和第二季度天然氣部門的生產率上升。
碳合規性成本 截至二零二四年九月三十日止三個月，與二零二三年同期相比增加了一千三百萬元，或 46%，主要原因是：
•每噸碳價格由 2023 年的每噸 65 美元上升至 2024 年的每噸 80 元；部分抵銷
•氣體領域的產量降低。
截至 2024 年 9 月 30 日止九個月的碳合規性成本，與 2023 年同期相比下降了 12 億美元，或 14%，主要是由於：
•利用內部產生和外部購買的排放積分來支付我們 2023 年溫室氣體（「溫室氣體」）的部分責任；部分抵銷
•2024 年每噸碳價格上升；及
•氣體領域的生產率提高。
營運、維護和行政（「OM&A」）費用 為了 截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月分別增加了一百二十二百萬元和三億元，或比二零二三年同期分別增加了 9% 和 8%，主要原因是：
•加建花園平原、白岩及海平山風力設施以及北方金田太陽能設施，薪資提升和長期服務協議升級；
•針對計劃升級企業資源規劃（「ERP」）系統的規劃和設計工作有關的支出更高；以及
•更高於策略和增長計劃的支出，包括更高的法律成本。
折舊和攤銷 截至二零二零二四年九月三十日止的三個月和九個月，較二零二三年同期分別減少七百萬元和一億一千一百萬元，或分別減少 5% 及 21%，主要原因是：
•修訂前期間部分設施的實用壽命；部分抵銷
•白石和地平線山風力設施的商業運營，並在肯特山恢復服務。
資產減值費用 為了 截至二零二零二四年九月三十日止的三個月及九個月分別增加七千八百萬元及一百億元，較二零二三年同期的資產減值回收額分別增加七八百萬元及一百億元，主要是由於關於離用退休資產的折扣率和修訂估計成本修訂的改變而導致。
所得稅前盈利 為了 由於上述項目，截至二零二零二年九月三十日止的三個月和九個月，較二零二三年同期分別下跌 4.44 百萬元及 5.45 億元，較二零二三年同期下跌百分之 98 及 60%。如需其他資訊，請參閱「區段財務績效與營運業績效」一節。
所得稅費用 截至二零二零二四年九月三十日止三個月，較二零二三年同期減少三百萬元，或 9%，主要原因是：
•由於上述項目而導致所得稅前收入減少；部分抵銷
•與之前已不認可的加拿大遞延稅資產的逆轉有關的回收。
截至二零二零四年九月三十日止九個月的所得稅開支，較二零二三年同期增加了 2.300 萬美元，或 35%，主要由於：
•與之前已不認可的加拿大遞延稅資產的逆轉有關的回收；部分抵銷
•由於上述項目而降低所得稅前收入。
非控股權益應佔淨（虧損）盈利 截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月分別下跌 3,300 萬美元和 82 億美元，較 2023 年同期分別下降 97% 和 85%，主要是由於亞伯達省市場的商家定價下降和 10 月收購 TransAlta 可再生能源公司（「TransAlta 可再生能源」）的淨收益下降而導致 TransAlta 共電 LP（「TA Cogen」）的淨利潤下降二零二三年五月。
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調整後的 EBITDA
截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月內，公司調整後的 EBITDA 分別為 3.25 億美元和 968 億美元，而二零二三年分別為 4.53 億美元和 1.343 億元，分別下跌 1.28 億美元和 3.75 億元。影響調整後 EBITDA 的主要因素在下表中總結：
截至九月三十日止三個月
截至二零二三年九月三十日止三個月之調整 EBITDA
453 
水力: 降低主要是由於亞伯達省市場的電力價格下降和能源產量下降，部分由於 AESO 的需求增加、實現電價高於現貨電價格的實現保費，以及向第三方的排放信用銷售量較高，以及公司間對氣體業務銷售而導致的增加。
(61)
風和太陽能： 主要是由於新的生產稅抵免銷售、白石和 Horizon Hill 風力設施和北方金地太陽能設施的商業運營，以及 Kent Hills 風力設施恢復服務，部分由於亞伯達省市場的實現電價格下降，以及新的風力和太陽能設施的 OM&A 增加而導致的增長。
7 
氣體： 較低主要是由於亞伯達省的電力價格下降和較低的產能支付所導致的派遣優化增加，而導致產量下降，部分由於交收有利的對沖頭量增加、天然氣價格下降，以及亞伯達省的計劃中斷減低。
(115)
能源轉型： 上升主要是由於購買電力成本較低，部分由於市場價格下降影響生產負面影響的經濟調度增加而抵消。
5 
能源行銷： 較上一期，主要是由於有利的市場波動和當期內實現結算交易的時間而導致。
41 
企業： 降低主要是由於計劃和設計 ERP 升級計劃的支出增加，以及支持策略和增長計劃的支出。
(5)
調整後的 EBITDA(2) 截至二零二四年九月三十日止三個月
325 
(1)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。


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截至九月三十日止九個月
截至二零二三年九月三十日止九個月之調整 EBITDA
1,343 
水力: 降低主要是由於亞伯達省市場的電力價格下降和能源產量下降，部分由於 AESO 的需求增加、實現電價高於現貨電價格的實現保費，以及向第三方的排放信用銷售量較高，以及公司間對氣體業務銷售而導致的增加。
(144)
風和太陽能： 主要是由於新的生產稅抵免銷售、白石和 Horizon Hill 風力設施和北方金地太陽能設施的商業運營，以及 Kent Hills 風力設施恢復服務，部分由於亞伯達省市場的實現電價格下降，以及新的風力和太陽能設施的 OM&A 增加而導致的增長。
46 
氣體： 降低主要原因是由於亞伯達省實現電價格下降、產能支付較低和碳價格上升所導致的派遣優化增加，部分由於交收的優惠對沖頭量更高、產量上升、阿爾伯塔省的計劃中斷減少、天然氣價格下降，以及 2024 年第二季度使用排放信用來支付 2023 年溫室氣體負債的部分抵銷。
(241)
能源轉型： 較低主要是由於市場價格下降導致的經濟調度增加，這些影響生產負面影響，並部分由燃料和購買電力成本較低的抵消。
(33)
能源行銷： 較上一期，主要是由於有利的市場波動和當期內實現結算交易的時間而導致。
9 
企業： 降低主要是由於計劃和設計 ERP 升級計劃的支出增加，以及支持策略和增長計劃的支出。
(12)
調整後的 EBITDA(1) 截至二零二四年九月三十日止九個月
968 
(1)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
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自由現金流
截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月內，公司的基金融資金分別減少八千八百萬元及 2.48 百萬元，較二零二三年同期減少 39% 及 32%。影響 FCF 的主要因素概述如下表：
截至九月三十日止三個月
截至二零二三年九月三十日止三個月的 FCF
228 
由於上述項目導致調整後的 EBITDA 下降。
(128)
由於 2023 年全面利用加拿大非資本損失承擔額而導致的當前所得稅費用較高，抵消了該期內所得稅前收益較低。
(26)
較高的淨利息支出(1) 由於 2024 年上半年完成資本項目所導致資本利息較低，而由於現金餘額較低而導致的利息收入較低。
(22)
由於亞伯塔省市場的商家定價下降，以及停止向 TransAlta 可再生能源非控制權益分配而導致的 TA Cogen 淨利潤較低，向附屬公司的非控股權益支付的較低分配有關。於 2023 年 10 月 5 日，該公司直接或間接收尚未擁有的 TransAlta 再生能源的所有未經發行普通股。
65 
其他非現金項目(2)
9 
其他(3)
14 
FCF(4) 截至二零二四年九月三十日止三個月
140 
(1)淨利息費用包括期間的利息費用減去利息收入。
(2)其他非現金項目包括碳義務及合約負債。如需更多詳細資訊，請參閱本 MD&A 中的「營運至 FFO 及 FCF 現金流對調節」段落表格。
(3)如需更多詳細資訊，請參閱本 MD&A 中的「營運至 FFO 及 FCF 現金流對調節」段落表格。
(4)根據 IFRS 未定義，並且沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
截至九月三十日止九個月
截至二零二三年九月三十日止九個月的金融基金融基金
769 
由於上述項目導致調整後的 EBITDA 下降。
(375)
由於 2023 年全面利用加拿大非資本損失承擔額所導致的當前所得稅費用較高，抵消了 2024 年所得稅前收入的較低收入。
(68)
較高的淨利息支出(1) 由於 2024 年上半年完成資本項目所導致資本利息較低，而由於現金餘額較低，利息收入較低。
(44)
由於收到與公司總部搬遷相關的租賃獎勵，以及我們阿爾伯塔省和澳大利亞天然氣資產的計劃主要維護計劃降低，而由於我們阿爾伯塔省水力資產的較高主要維護部分抵銷。
25 
由於亞伯塔省市場的商家定價下降，以及停止向 TransAlta 可再生能源非控制權益分配而導致的 TA Cogen 淨利潤較低，向附屬公司的非控股權益支付的較低分配有關。於 2023 年 10 月 5 日，該公司直接或間接收尚未擁有的 TransAlta 再生能源的所有未經發行普通股。
170 
其他非現金項目(2)
31 
其他(3)
13 
FCF(4) 截至二零二四年九月三十日止九個月
521 
(1)淨利息費用包括期間的利息費用減去利息收入。
(2)其他非現金項目包括碳義務及合約負債。如需更多詳細資訊，請參閱本 MD&A 中的「營運至 FFO 及 FCF 現金流對調節」段落表格。
(3)如需更多詳細資訊，請參閱本 MD&A 中的「營運至 FFO 及 FCF 現金流對調節」段落表格。
(4)根據 IFRS 未定義，並且沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。

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資本支出
我們處於一個長週期、資本密集的業務，需要大量資本支出。我們的目標是承擔持續的資本支出，以確保我們的設施可靠和安全地運行。下表列出我們按部分劃分的持續資本支出。
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
水電21 11 34 25 
風力和太陽能5 3 12 9 
燃氣6 15 20 32 
能源轉型— 2 12 13 
企業3 5 (3)21 
持續資本支出總額35 36 75 100 
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的總持續資本支出分別較二零二三年同期下降百萬元及 25 萬美元，主要原因是：
•收到與公司主辦事處遷移有關的租賃獎勵（包括在企業部門）；及
•降低我們阿爾伯塔省和澳大利亞天然氣資產的計劃主要維護；部分抵銷
•我們阿爾伯塔省水力資產的主要維護更高。
增長和發展開支受開發管線內項目的時間和建設的影響。下表列出我們按部分劃分的增長和發展開支出。
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
水電— 4 6 4 
風力和太陽能6 94 54 518 
燃氣22 41 38 42 
增長及發展開支總額
28 139 98 564 
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月，增長和發展開支較於 2023 年同期較低，因為許多發展項目在 2024 年第一季和第二季均達到商業運營。
白石東和地平線山風力設施於 2024 年第二季啟用。白石西部風力設施和基思山 132 千伏擴建在 2024 年第一季度啟用。2023 年的增長和發展開支還包括於 2023 年 8 月啟用的花園平原風設施以及 2023 年 11 月啟用的北方金田太陽能設施。如需詳細資訊，請參閱本 MD&A 的「策略與提供結果能力」一節。
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重要事件及後續事件
聖丹斯狂戰隊第 6 單元
二零二五年十一月四日，本公司向環境監督管理局通知，聖丹斯第六單元將於 2025 年 4 月 1 日暫停營業，期間長達兩年，視市場情況而定。當市場基本因素或合約機會獲得確保，TransAlta 保持靈活性，可以在保證市場基本情況或合約機會時將其恢復服務。該單位在即將到來的冬季仍然可用並完全運行。
委任新財務總監（「財務長」）
由 2024 年 7 月 1 日起，董事會委任喬爾·亨特為財務及財務長執行副總裁。
正常課程發行人投標（「NCIB」）及自動購買股份計劃（「ASPP」）
TransAlta 致力於通過適當的資本分配，例如股份回購和季度股息，提高股東回報。在 2024 年第一季度，公司宣布為 2024 年推出強化的普通股回購計劃，分配高達 150 億元，目標是將 2024 年 FCF 指引最多 42% 以股份購回和股息形式返還給股東。
2024 年 5 月 27 日，公司宣布已獲多倫多證券交易所批准購買最多 1400萬股普通股，於 2024 年 5 月 31 日起至 2025 年 5 月 31 日止的 12 個月期間內購買最多 1400 萬股普通股。根據 NCIB 購買的任何普通股將被取消。

截至二零二四年九月三十日止九個月內，本公司購買並取消總共 11,814,700 股普通股，平均價格為每股 9.65 元，總成本 1.14 億元，包括稅金。
生產稅抵免（「PTC」）銷售協議
於 2024 年 2 月 22 日，公司與 AA 評級客戶簽訂了十年的轉讓協議，銷售預期從白石和海平山風力設施產生的約 80% 的 PTC。
2024 年 6 月 21 日，該公司與一名 A+ 級客戶簽訂了額外 10 年的轉讓協議，以銷售預期的剩餘 20% 的 PTC。
這些合約的預期年平均 EBITDA 約為 78 億美元（57 億美元）。
海平山風力設施實現商業運營
2024 年 5 月 21 日，200 兆瓦的地平線山風力設施進行商業運營。該設施位於俄克拉荷馬州洛根縣，並與 Meta 完全簽約，用於銷售 100％ 的生產。
白石風力設施實現商業運營
2024 年 1 月 1 日，100 兆瓦白石西風力設施進行商業運營。2024 年 4 月 22 日，200 兆瓦白石東風力設施也啟用。這些設施位於俄克拉荷馬州卡多縣，並已經與亞馬遜簽訂兩份長期 PPA 合約，用於從該設施中抽出 100％ 的發電。
基思山 132 千伏擴充完成
基思山 132 千伏擴展項目在 2024 年第一季完成。該擴建是根據現有的交易委員會與 BHP 鎳西（「BHP」）開發，期限為 15 年。這項擴建將有助於將額外發電容量連接到傳輸網絡，以支持 BHP 的營運，並提高其作為低碳鎳供應商的競爭力。


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分段財務表現和營運業績
分段信息是根據公司管理其業務，評估財務業績和做出關鍵營運決策的基礎上準備。下表反映截至九月三十日止三個月及九個月的綜合財務摘要資料：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
調整後的 EBITDA(1)
2024202320242023
水電89 150 259 403 
風力和太陽能44 37 221 175 
燃氣139 254 419 660 
能源轉型34 29 63 96 
能源行銷54 13 104 95 
企業(35)(30)(98)(86)
經調整後盈餘總額(1)
325 453 968 1,343 
所得稅前盈利
9 453 370 915 
(1)根據 IFRS，此項目未定義，也沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則和非 IFRS 標準」一節。

所得稅前盈利 截至二零二零四年九月三十日止三個月，較二零二三年同期減少 444 億美元或 98%，主要原因是：
•較低調整後的 EBITDA（如上所述）；
•天然氣部門未實現市價收益較低，是因為前一期與亞伯達省投資組合相關的優惠對沖頭寸大量，而這些頭寸大部分已結算。
•風力和太陽能部門未實現市場價格虧損較高，主要是由於與美國中部俄克拉荷馬州項目有關的長期風能銷售所致。未實現損失是由於期內反映的預測風力捕捉價格加強而導致。
•能源行銷部門未實現市價收益較低，主要是由於北美電力和天然氣市場的市場波動所導致。
•資產減值費用較 2023 年同期相比，主要是由於與折扣率相關的停運和恢復條文的變化，以及停用退休資產的估計成本修訂而導致。


所得稅前盈利 截至二零二四年九月三十日止九個月，與二零二零三年同期相比，下跌 5.45 億美元，或 60%，主要原因是：
•較低調整後的 EBITDA（如上所述）；
•較高的資產減值費用，以及停用退休資產的估計成本修訂；
•風力和太陽能部門錄得較高未實現市場估值虧損，主要與美國中部俄克拉荷馬州項目有關的長期風能銷售有關；以及
•能源行銷部門未實現市值收益下降及收市場頭部分下跌，主要是由於北美電力和天然氣市場市場的市場波動所帶動；部分抵銷
•與 2023 年同期相比，舊金折舊和攤銷量較低，因為先前期間修訂某些設施的實用壽命而抵消了年內新設施的商業營運及 Kent Hills 恢復服務。




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水電
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
總裝置容量（兆瓦）
922 922 — — %922 922 — — %
LTA 發電量 (兆瓦時)
573 573 — — %1,568 1,568 — — %
可用性 (%)94.3 97.8 (3.5)(4)%92.3 95.6 (3.3)(3)%
生產
合約生產量 (GWh)72 87 (15)(17)%196 229 (33)(14)%
商業生產量 (GWh)422 434 (12)(3)%1,075 1,214 (139)(11)%
總能源產量 (兆瓦時)494 521 (27)(5)%1,271 1,443 (172)(12)%
輔助服務量 (GWh)(1)
878 659 219 33 %2,238 1,872 366 20 %
艾伯塔省水力資產收入(2)(3)
39 92 (53)(58)%111 258 (147)(57)%
其他水力資產及其他收入(2)(4)
11 17 (6)(35)%33 41 (8)(20)%
艾伯塔省水力輔助服務收入(1)
48 54 (6)(11)%108 146 (38)(26)%
環境及稅務屬性收入
8 — 8 100 %61 9 52 578 %
收入(5)
106 163 (57)(35)%313 454 (141)(31)%
燃料和購買的動力4 4 — — %13 14 (1)(7)%
毛利率(6)
102 159 (57)(36)%300 440 (140)(32)%
我和13 9 4 44 %39 35 4 11 %
所得稅除外的稅— — — — %2 2 — — %
調整後的 EBITDA(6)
89 150 (61)(41)%259 403 (144)(36)%
補充資料：
每兆瓦時總收入
艾伯塔省水力資產能源 (美元/MWh)(2)(3)
92226 (134)(59)%103222 (119)(54)%
艾伯塔省水力資產附屬 (美元/MWh)(1)
5582 (27)(33)%4878 (30)(38)%
(1)AESO 綜合授權文件詞彙表所述的輔助服務。
(2)艾伯塔省水力資產包括鮑和北薩斯喀徹溫河系統上的 13 個水力設施。其他水力資產包括不列顛哥倫比亞省、安大略省和艾伯塔省的設施（亞伯達省水力資產除外）和傳輸收入。
(3)該公司進行了包括在亞伯達省水力資產收入中的遠期對沖。
(4)其他收入包括我們的傳輸業務和其他合約安排的收入，包括與亞伯達省政府簽訂的洪水緩解協議和黑啟動服務。
(5)有關調整經調整後的 EBITDA 收入的詳細資料，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 及非 IFRS 標準」一節。
(6)經調整後的 EBITDA 和毛利未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 及非 IFRS 標準」一節。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的收入與 2023 年同期相比下降，大致與預期相符，主要原因是：
•由於預期新的可再生和混合循環燃氣設施的供應增加，阿爾伯塔省市場的電力價格下降；以及
•與 2023 年同期相比，北薩斯喀徹溫河地區的水資源較低，以及我們車隊的計劃中斷增加，由於能源產量降低；部分抵銷
•由於 AESO 的需求增加，輔助服務量增加；
•透過捕捉波動期間的高價時段及對沖的有利貢獻，實現高於現貨電力價格的保費；以及
•由於對第三方的排放積分銷售增加，以及對氣體部門的公司間銷售額增加，因此環境和稅務屬性收入增加。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的調整後 EBITDA 與 2023 年同期相比下降，主要是由於上述因素所解釋的收入下降。
有關亞伯達省市場條件和定價的進一步討論，請參閱本 MD&A 的艾伯塔省電力組合部分。

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風力和太陽能
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
總裝置容量（兆瓦）(1)
2,584 2,036548 27 %2,584 2,036548 27 %
LTA 發電量 (兆瓦時)1,472 1,246226 18 %4,701 3,766935 25 %
可用性 (%)93.7 87.06.7 8 %93.8 85.78.1 9 %
生產
合約生產量 (GWh)949 520 429 83 %3,251 2,022 1,229 61 %
商業生產量 (GWh)172 188 (16)(9)%867 742 125 17 %
總產量 (兆瓦時)1,121 708 413 58 %4,118 2,764 1,354 49 %
收入
64 63 1 2 %258 236 22 9 %
環境及稅務屬性收入
13 3 10 333 %61 23 38 165 %
收入(2)
77 66 11 17 %319 259 60 23 %
燃料和購買的動力5 6 (1)(17)%22 22 — — %
毛利率(3)
72 60 12 20 %297 237 60 25 %
我和26 20 6 30 %70 55 15 27 %
所得稅除外的稅5 4 1 25 %13 11 2 18 %
其他營業收入淨額
(3)(1)(2)200 %(7)(4)(3)75 %
調整後的 EBITDA(3)
44 37 7 19 %221 175 46 26 %
(1)2024 年的總安裝容量和可用性包括在 2023 年 11 月進行商業運營的北方金菲爾德 48 兆瓦太陽能設施、在 2024 年 1 月和 4 月分別達到商業運營的白石西 100 兆瓦和白石東 200 兆瓦風力設施，以及 2024 年 5 月進行商業運營的 200 兆瓦地平線山風力設施。
(2)有關調整經調整後的 EBITDA 收入的詳細資料，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 標準及非 IFRS 評價」一節。
(3)經調整後的 EBITDA 和毛利未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 及非 IFRS 標準」一節。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的收入，與 2023 年同期相比增加，主要由於：
•由於最近宣布的銷售協議開始，將俄克拉荷馬州風力設施的生產稅抵免轉讓給應稅的美國交易對手，因此環境和稅務屬性收入增加；
•白石及地平線山風力設施及北方金田太陽能設施的商業營運；
•肯特希爾斯風力設施恢復服務後，生產量更高；部分抵銷
•由於新的可再生和聯合循環燃氣設施的供應增加，阿爾伯塔省市場的實現電價格下降。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的調整後 EBITDA 與二零二三年同期相比上升，主要原因是：
•上述因素解釋的收入較高；部分抵銷
•增加花園平原、白石及海平山風力設施以及北方金地太陽能設施、薪資升級、保險成本升高，以及長期服務協議升級。
M18
特蘭薩爾塔公司
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燃氣
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
總裝置容量（兆瓦）3,087 3,084 3 — %3,087 3,084 3 — %
可用性 (%)96.3 94.6 1.7 2 %95.4 92.3 3.1 3 %
生產
合約銷售量 (GWh)
1,603 951 652 69 %4,942 2,959 1,983 67 %
商戶銷售量（GWh）
1,736 2,373 (637)(27)%5,189 6,271 (1,082)(17)%
購買功率 (兆瓦時)(1)
(220)(30)(190)633 %(689)(249)(440)177 %
總產量 (兆瓦時)3,119 3,294 (175)(5)%9,442 8,981 461 5 %
收入(2)
314 430 (116)(27)%971 1,185 (214)(18)%
燃料和購買的動力(2)
99 110 (11)(10)%336 323 13 4 %
碳合規40 28 12 43 %106 85 21 25 %
毛利率(3)
175 292 (117)(40)%529 777 (248)(32)%
我和43 45 (2)(4)%131 136 (5)(4)%
所得稅除外的稅3 3 — — %9 11 (2)(18)%
其他營業收入淨額(10)(10)— — %(30)(30)— — %
調整後的 EBITDA(3)
139 254 (115)(45)%419 660 (241)(37)%
(1)履行合同義務所需的電力包括在購買的電力中。
(2)如需調整後的 EBITDA 所包含的收入及燃料和購買電力的調整詳情，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 標準及非 IFRS 評價」一節。
(3)經調整後的 EBITDA 和毛利未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的收入與 2023 年同期相比下降，大致與預期相符。下降主要是由於：
•由於亞伯塔省燃氣車隊的電力價格導致的派遣優化增加，導致生產量降低；
•由於計劃於 2023 年 12 月 31 日結束客戶合約下的需求容量費用於 2024 年 3 月，澳大利亞南十字能源的產能支付較低，部分抵消了 Mount Keith 132kV 擴展的產能支付費用於 2024 年 3 月開始作出的補償；部分抵銷
•交收的優惠對沖頭寸量較高，對亞伯達省結算現貨價格產生積極的貢獻；
•安大略省更高的生產；以及
•降低阿爾伯塔省的計劃中斷。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的調整後 EBITDA 與二零二三年同期相比下降，主要原因是：
•上述說明的較低收入；以及
•碳價格由每噸 65 美元上升至每噸 80 美元，影響加拿大天然氣資產的毛利；部分抵銷
•降低天然氣價格；及
•在 2024 年第二季度利用排放積分，以解決 2023 年溫室氣體負債的部分。

特蘭薩爾塔公司
M19
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能源轉型
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
總裝置容量（兆瓦）
671 671 — — %671 671 — — %
可用性 (%)90.0 86.2 3.8 4 %76.1 79.8 (3.7)(5)%
生產
合約銷售量 (GWh)
840 839 1 — %2,499 2,489 10 — %
商戶銷售量（GWh）
1,087 1,244 (157)(13)%2,064 3,243 (1,179)(36)%
購買功率 (兆瓦時)(1)
(949)(928)(21)2 %(2,782)(2,674)(108)4 %
總產量 (兆瓦時)978 1,155 (177)(15)%1,781 3,058 (1,277)(42)%
收入(2)
157 193 (36)(19)%433 564 (131)(23)%
燃料和購買的動力104 148 (44)(30)%316 419 (103)(25)%
碳合規1 — 1100 %1 — 1 100 %
毛利率(3)
52 45 7 16 %116 145 (29)(20)%
我和17 15 2 13 %50 46 4 9 %
所得稅除外的稅1 1 — — %3 3 — — %
調整後的 EBITDA(3)
34 29 5 17 %63 96 (33)(34)%
補充資料：
海韋爾礦山填海支出2 3 (1)(33)%8 9 (1)(11)%
森特拉利亞礦山填海開支5 3 2 67 %12 10 2 20 %
(1)Centralia 所產出的所有電力均由能源行銷部門出售以實體市場交付，這表示為商戶銷售量。履行合同義務所需的電力包括在購買的電力中。該設施的總產量包括商戶銷售量和購買電力的淨結果。
(2)有關調整經調整後的 EBITDA 收入的詳細資料，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 標準及非 IFRS 評價」一節。
(3)經調整後的 EBITDA 和毛利未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的收入與 2023 年同期相比下降，主要是由於市場價格下降導致的經濟發展增加，影響商戶生產的負面影響。
截至二零二四年九月三十日止三個月的調整後 EBITDA 較二零二三年同期增加，主要原因是：
•購買電力成本下降，由於回購電力的中 C 價格下降及生產率下降，部分抵銷
•收入較低，如上述因素所述。
截至二零二四年九月三十日止九個月的調整後 EBITDA 較二零二三年同期下降，主要原因是：
•由上述因素解釋的收入較低；部分抵銷
•由於較低的生產量，降低燃料成本。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的礦山填海開支，與二零二三年同期相比，一致。
M20
特蘭薩爾塔公司
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能源行銷
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
收入(1)
64 26 38 146 %133 128 5 4 %
我和10 13 (3)(23)%29 33 (4)(12)%
調整後的 EBITDA(2)
54 13 41 315 %104 95 9 9 %
(1)有關調整經調整後的 EBITDA 收入的詳細資料，請參閱本年度財務報告及開支的「額外 IFRS 評價」一節。調整後的 EBITDA 未定義，也沒有在 IFRS 下具有標準化的含義。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
截至 2024 年 9 月 30 日止三個月和九個月的調整後 EBITDA 較二零二三年同期上升，主要是由於北美電力和天然氣市場的市場波動，以及 2024 年第三季實現結算交易與前期相比較上期更高。
該公司能夠利用物理和金融力量和天然氣交易的波動性
產品遍及北美市場取消監管，同時保持業務單位的整體風險概況。

企業
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
20242023變更20242023變更
我和(1)
34 30 4 13 %97 86 11 13 %
所得稅除外的稅1 — 1 100 %1 — 1 100 %
調整後的 EBITDA(2)
(35)(30)(5)17 %(98)(86)(12)14 %
(1)有關調整後的 EBITDA 中包含的 OM&A 調整的詳細信息，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 標準及非 IFRS 評價」一節。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
截至二零二四年九月三十日止三個月和九個月的調整後 EBITDA 與二零二三年同期相比下降，主要原因是：
•增加計劃和設計 ERP 升級計劃的支出，以及支持策略和成長計劃。

特蘭薩爾塔公司
M21
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按區段表現並附加地理資訊
下表提供我們所營運地區的設施調整後的 EBITDA 表現：
截至二零二四年九月三十日止三個月水電風力和太陽能燃氣能源轉型能源行銷企業總計
阿爾伯塔86 3 89 (2)54 (35)195 
加拿大，阿爾伯塔除外3 12 22 — — — 37 
我們— 27 3 36 — — 66 
澳大利亞— 2 25 — — — 27 
調整後的 EBITDA(1)
89 44 139 34 54 (35)325 
所得稅前盈利9 
截至二零二三年九月三十日止三個月水電風力和太陽能燃氣能源轉型
能源行銷
企業總計
阿爾伯塔146 10 197 (3)13 (30)333 
加拿大，阿爾伯塔除外4 11 22 — — — 37 
我們— 16 3 32 — — 51 
澳大利亞— — 32 — — — 32 
調整後的 EBITDA(1)
150 37 254 29 13 (30)453 
所得稅前盈利453 
截至二零二四年九月三十日止九個月水電
風力與太陽能
燃氣能源轉型能源行銷企業總計
阿爾伯塔253 43 267 (7)104 (98)562 
加拿大，阿爾伯塔除外6 80 72 — — — 158 
我們— 92 9 70 — — 171 
澳大利亞— 6 71 — — — 77 
調整後的 EBITDA(1)
259 221 419 63 104 (98)968 
所得稅前盈利370 
截至二零二三年九月三十日止九個月水電
風力與太陽能
燃氣
能源轉型
能源行銷
企業總計
阿爾伯塔396 53 484 (7)95 (86)935 
加拿大，阿爾伯塔除外7 61 68 — — — 136 
我們— 61 7 103 — — 171 
澳大利亞— — 101 — — — 101 
調整後的 EBITDA(1)
403 175 660 96 95 (86)1,343 
所得稅前盈利915 
(1)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。在不同期間，管理層和投資者能夠比較前期間的業績更輕鬆地評估盈利（虧損）趨勢。有關這些項目進一步討論，包括根據 IFRS 計算的衡量度，請參閱本 MD&A 的分段財務表現和經營業績一節。此外，請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則」和「非 IFRS 標準」一節。
M22
特蘭薩爾塔公司
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亞伯達省投資組合的優化
我們的商戶風險主要位於亞伯達省，我們佔有 49% 的容量，其中 76% 可以參與商家市場。我們在艾伯塔省的商業資產組合包括水力設施、風力設施、電池儲存設施和天然氣發電設施。
艾伯塔省的發電能力受市場力量影響。商業發電的電力通過批發電市場結算，並按照 AESO 管理的經濟優勢命令發出，根據發電機在即時僅供電市場上出售電力的建議。我們的艾伯塔省商機隊在這個框架下運作，我們內部管理銷售電力的優惠。
亞伯達省商戶市場的投資組合表現優化是由燃料類型的多樣化驅動，並可以實現投資組合管理。它還為我們提供可以作為能源生產或輔助服務獲利的容量。投資組合中的大部分熱能力已對沖，以提供更大的現金流確定性。
公司的對沖策略包括維持大量 C&I 客戶群，並配合金融對沖。
在市場價格低的期間，本公司可選擇不從熱力車隊生產電力，並將其對沖或合約頭寸獲利。這會導致收入的變化與生產變化不相關。截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月內，市場價格下降，公司選擇不從熱力車隊生產，因此通過 C&I 合約和財務對沖銷售的熱發電量超過實際產生的商戶產量。
艾伯塔省水力車隊提供輔助服務和電網可靠性產品，例如在該省發生全系統停電的情況下，以及緩解乾旱，通過系統地調節河流。
我們的艾伯塔省風力和水力艦隊提供穩定的環境信用來實現 ESG 目標。
20242023
截至九月三十日止三個月水電風力與太陽能燃氣能源
過渡		總計水電風力與太陽能燃氣能源轉型總計
總裝置容量（兆瓦）8347661,963—3,5638347661,960—3,560
總產量(1) (千瓦時)
4223322,072—2,8264343232,335—3,092
合約生產量 (GWh)—160587—747—135137—272
商業生產量 (GWh)4221721,485—2,0794341882,198—2,820
購買功率 (兆瓦時)——(207)—(207)——(37)—(37)
對沖產量 (GWh)159222,184—2,365148321,939—2,119
產量已合約或對沖 (%)38 %55 %134 %— %110 %34 %52 %89 %— %77 %
對沖生產佔總安裝容量的百分比 (%)
9 %1 %51 %— %40 %8 %2 %45 %— %27 %
收入(2) ($)
101142121328157223252506
燃料 ($)
2265—692379—84
購買的電量 ($)
1—12—13118—10
碳合規性 ($)——34—34——30—30
毛利率 ($)98121011212154182082382
(1)總生產包括合同生產和商戶生產。
(2)收入已經調整，以排除未實現對市場估價收益或虧損的影響，並包括封閉交易所頭寸的實現收益和虧損。

特蘭薩爾塔公司
M23
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20242023
截至九月三十日止九個月水電風力與太陽能燃氣能源
過渡		總計水電風力與太陽能燃氣能源轉型總計
總裝置容量（兆瓦）8347661,963—3,5638347661,960—3,560
總產量(1) (千瓦時)
1,0761,3626,221—8,6591,2141,1636,394—8,771
合約生產量 (GWh)—6711,729—2,400—421423—844
商業生產量 (GWh)1,0766914,492—6,2591,2147425,971—7,927
購買功率 (兆瓦時)——(633)—(633)——(100)—(100)
對沖產量 (GWh)353915,997—6,4413191395,489—5,947
產量已合約或對沖 (%)33 %56 %124 %— %102 %26 %48 %92 %— %77 %
對沖生產佔總安裝容量的百分比 (%)7 %2 %47 %— %36 %6 %3 %43 %— %26 %
收入(2)(3) ($)
2988165241,0354389286241,396
燃料 ($)
58211—224512231—248
購買的電量 ($)
6246—547324—34
碳合規性 ($)(3)
——91192——81—81
毛利率 ($)2877130436654267752641,033
(1)總生產包括合同生產和商戶生產。
(2)收入已經調整，以排除未實現對市場估價收益或虧損的影響，並包括封閉交易所頭寸的實現收益和虧損。
(3)在企業部門合併後，將從水力部門向天然氣部門的公司間銷售額消除。請參閱本 MD&A 的附加 IFRS 評價和非 IFRS 標準一節
總產量 截至二零二四年九月三十日止的三個月及九個月分別為 2,826 兆瓦時及 8,659 兆瓦時，而二零二三年同期則分別為 3,092 兆瓦時及 8,771 兆瓦小時。減少 266 兆瓦時及 112 兆瓦小時，分別為 9% 及百分之一，主要是由於以下原因：
•由於氣體部門的電力價格下降所導致的產量下降；
•與前一年同期相比，由於水資源較低和計劃中斷增加，艾伯塔省水力資產的產量下降；部分抵銷
•新建花園平原風設施，該設施於 2023 年 8 月啟用。
對沖生產量 截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月，與二零二三年同期相比增加。預期 2024 年價格下降的風險，公司採用防禦策略，以吸引力的利潤增加商戶投資組合的財務對沖。金融對沖的實現收益及虧損包括在上表中的收入中。
毛利率 截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月分別為 2.12 億美元和 665 億元，而二零二三年同期則分別為 3.82 億美元和 1 033 億元。截至二零二四年九月三十日止三個月中，下跌 1.700 萬元或 45%，主要是由於：
•亞伯達省現貨電價格下降的影響；部分抵消
•由於向第三方銷售排放額增加，以及從水力部門到氣體部門的公司間銷售額增加，因此環境和稅務屬性收入增加；
•於期內結算的金融力量對沖實現的收益較高；及
•降低天然氣成本。
截至二零二四年九月三十日止九個月中，下跌 3.68 億元或 36%，主要是由於：
•亞伯達省現貨電價格下降的影響；部分抵消
•於期內結算的金融對沖實現收益較高；
•由於向第三方銷售排放抵免額增加，以及從水力部門向天然氣部門的公司間銷售額增加，而環境和稅務屬性收入增加；以及
•在 2024 年第二季度使用天然氣部門的排放積分，以解決 2023 年溫室氣體負債的部分。
M24
特蘭薩爾塔公司
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下表提供公司亞伯達省電力組合的資訊：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
阿爾伯塔市場
每兆瓦時現貨電源平均價格55 152 67 151 
天然氣價格（AECO）（每吉吉爾）0.67 2.49 1.24 2.65 
每噸碳合規性價格80 65 80 65 
阿爾伯塔省投資組合
每兆瓦時實現商用電力價格(1)
90 140 91 136 
水力能現貨電價格（每兆瓦時）83 195 95 192 
風能現貨電價格每兆瓦時35 103 40 89 
氣體現點功率每兆瓦時價格73 173 84 174 
每兆瓦時水力輔助現貨價55 82 48 78 
對沖電力平均每兆瓦時價格85 120 86 117 
對沖成交量 (GWh)
2,365 2,119 6,441 5,947 
每兆瓦時燃料成本(2)
34 36 36 39 
每兆瓦時碳合規性成本(3)
19 13 16 13 
(1)亞伯達省電力組合的實現商電價格是公司商電銷售和投資組合優化活動（不包括長期合約資產和附屬收入）所實現的平均價格除以總產的商業 GWh。
(2)每 MWh 燃料成本是根據氣體和能源轉型部門的碳排放產生產量計算。
(3)每 MWh 碳合規性成本是根據氣體和能源轉型部門的碳排放發電量以及購買的電力來計算。
平均每兆瓦時現貨電價 截至二零二四年九月三十日止的三個月和九個月，分別由二零二三年的每兆瓦時 152 元和 151 美元下降至 2024 年的每兆瓦時 55 美元和每兆瓦時 67 美元，主要原因是：
•與前期相比，市場增加新的風力、太陽能和天然氣供應量產生更高的發電量；
•降低天然氣價格；及
•與 2023 年同期相比，天氣更溫和。
實現的商家電力價格 截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的每兆瓦小時產量分別減少 50 美元及每兆瓦時 45 美元，儘管在季度內顯著高於平均現貨電價格，主要原因是：
•如上述所述，平均現貨電價格降低；及
•與 2023 年同期相比，對沖價格較低。
燃料 截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月的每兆瓦小時成本分別下降 2 美元和每兆瓦小時 3 美元，主要是由於天然氣價格下降。
碳合規性成本 截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月，每兆瓦時的產量分別增加 6 美元和每兆瓦時 3 美元，主要原因是：
•碳定價從每噸 65 美元上升至每噸 80 元；部分抵銷
•二零二四年第二季度利用排放積分支付部分 2023 年溫室氣體責任的部分。

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M25
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精選季度資訊
由於電力市場的性質和相關燃料成本，我們的結果為季節性。預計電力價格較低的春季和秋季，通常會產生較高的維護成本；由於加熱和冷卻負載的增加，在我們主要市場的冬季和夏季高峰月的電力價格通常會上漲。由於水力產量產量，第二季度的利潤也通常受到影響
西北太平洋的春季流水和降雨，影響中特拉利亞的生產。對於亞伯達省水力資產而言，水力生產受水供應優化的影響，以便在夏季和冬季更高需求期間促進發電。相反地，風速歷史上在寒冷的冬季更高，而在溫暖的夏季則較低。
 Q4 2023Q1 2024
Q2 2024
Q3 2024
收入624 947 582 638 
碳合規
27 40 (8)41 
我和
150 134 144 143 
折舊和攤銷
132 124 131 133 
所得稅前的盈利（虧損）
(35)267 94 9 
普通股東應佔淨盈利（虧損）
(84)222 56 (36)
普通股東應佔每股淨盈利（虧損）（基本和稀釋）(1)
(0.27)0.72 0.18 (0.12)
營運活動現金流
310 244 108 229 
Q4 2022Q1 2023Q2 2023
Q3 2023
收入854 1,089 625 1,017 
碳合規27 32 25 28 
我和157 124 134 131 
折舊和攤銷188 176 173 140 
所得稅前盈利
7 383 79 453 
普通股東應佔淨盈利（虧損）(163)294 62 372 
普通股東應佔每股淨盈利（虧損）（基本和稀釋）(1)
(0.61)1.10 0.23 1.41 
營運活動現金流
351 462 11 681 
(1)普通股東應佔每股基本和稀釋盈利（虧損）分別使用期間的基本和稀釋加權平均普通股計算。因此，構成該日曆年四季的每股盈利（虧損）總和有時可能與每股年度盈利（虧損）不同。
營運業績受到下列事件影響：
•2023 年第三季花園平原風力設施，2023 年第四季投入北方太陽能設施，2024 年第一季度啟用白石西風力設施，2024 年第二季啟用白石東和海平山風力設施；及
•在 2022 年至 2023 年第四季，肯特山 1 和 2 風力設施的修復工程。
除上述項目之外，收入也受到以下影響：
•與前一年同期相比，2024 年第一季、第二季和第三季度的生產量更高；及
•2023 年第四季及 2024 年第一季、第二季和第三季度與前幾年同期相比，實現價格較低，這是因為從鄰近市場進口的電量較低，以及重疊停電期間的電力價格上漲，以及再生能源運作較低。價格也受到市場新增天然氣、風力和太陽能供應的影響。
•對沖和衍生品頭寸未實現的市值收益和虧損的影響。
碳合規性成本受到以下影響：
•每噸碳成本更高。二零二二年，碳成本為每噸 50 美元，在 2023 年增至每噸 65 美元，在 2024 年增至每噸 80 元。
•在 2024 年第二季，通過利用內部生成的和減少碳合規性成本
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從外部購買的排放積分，以完成 2023 年溫室氣體責任的部分。
OM&A 受到 2024 年第一季、第二季和第三季度的成本較高的影響，與前一年同期相比，這是因為對策略和增長計劃的支出較高。
由於 2023 年第三季度部分設施的實用壽命修訂，因此過去四季度的折舊與前一年同期相比下降；
所得稅前的盈利（虧損）受到以下情況的影響：
•上述項目；
•與前一年同期相比，過去四季天然氣價格下降；
•由於 2023 年和 2024 年第三季預估現金流變化，以及 2023 年第三季記錄的有效期變動，以及在 2023 年第三季度記錄的有效期變動，對退休資產的停用資產配置所造成的影響；
•因為 Windrise 風力設施的渦輪機供應量低於所有季度錄得的合約目標而可追討的清算損害賠償，並於 2023 年第一季錄得更高的金額；及
•二零二二年第四季度認可的資產出售有關的收益。
普通股東應佔淨盈利（虧損）受到當前和遞延稅費用及稅前盈利的波動影響。
提供成果的策略和能力
我們的策略重點是投資清潔可靠的電力解決方案，以滿足客戶和社區的需求和目標。我們以紀律而謹慎的方式投資，為股東提供適當的風險調整回報。為了支持這項策略，我們維持大約 5 GW 的強大項目機會，專注於水力、風力、太陽能、儲能和天然氣。
2023 年 11 月 21 日，公司更新了五年戰略增長目標和清潔電力增長計劃。公司制定了六項策略優先事項，以集中我們在 2024 年至 2028 年之間的路線。如需進一步詳細資訊，請參閱《年度 MD&A》的《實現成果的策略與能力與戰略優先事項以及 2028 年清潔電力增長計劃》章節。
資本配置決策
2024 年 2 月，公司宣布為 2024 年推出增強的普通股回購計劃，最高達 150 億元，用於購回普通股。鑑於當前的環境，本公司認為增強的股份回購計劃是適當和平衡的資本使用，同時仍允許公司以適當的回報追求增長機會。我們繼續致力於資本配置優先事項，並將價值回報給股東。
截至二零二四年九月三十日止九個月內，本公司購買並取消總共 11,814,700 股普通股，平均價格為每股 9.65 元，總成本 1.14 億元，包括稅金。

高階段發展
先進階段的開發項目具有詳細的工程，在互連隊列中的先進位置和/或正在進行取消機會。正在進階段發展的項目進行最終投資決定，並在報告時尚未獲董事會最終批准。
下表顯示目前正在進階段發展中的未來增長項目的管道：
項目類型地區目標投資日期MW
暴風雪風阿爾伯塔暫停100 
水充電器電池儲存阿爾伯塔暫停180 
畢諾克 1 和 2燃氣阿爾伯塔暫停44 


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早期發展
早期發展項目處於早期階段，可能會或不會繼續進行。一般來說，這些項目將具有：
•收集的氣象數據；
•開始確保土地管制；
•開始環境研究；
•確認適當接觸傳輸；及
•開始初步許可和其他監管批准程序。
下表顯示目前處於早期發展中的未來增長項目的管道：
項目類型地區
目標投資指數(1)
MW
加拿大
新不倫瑞克電池電池新布朗瑞克2026 10 
太陽山太陽能太陽能阿爾伯塔2026 170 
帳篷山地抽水庫(2)
水電阿爾伯塔2029 160 
教長風阿爾伯塔2027 170 
紅岩風阿爾伯塔2027 100 
柳溪 1風阿爾伯塔2027 70 
柳溪 2風阿爾伯塔2027 70 
海豹庫利風薩斯喀徹溫省二零二零七年以上200 
其他加拿大機會風各種二零二零六年以上190 
水力泵浦水電阿爾伯塔待命300-900
艾伯塔省熱能重建(3)
各種阿爾伯塔待命400-1200
總計1,840 - 3,240
美国
天鵝溪風內布拉斯加州 2025 126 
多斯里奧斯風俄克拉荷馬2025 242 
棉花貝爾 1太陽能德州2026 104 
棉花貝爾 2太陽能德州2026 81 
方形頂太陽能俄克拉荷馬2026 195 
老城風伊利諾伊州2026 185 
加拿大河風俄克拉荷馬2026 250 
大木材風賓夕法尼亞州2026 50 
獵人谷風懷俄明二零二零七年以上225 
野生水域風明尼蘇達州二零二零七年以上40 
其他美國機會風各種二零二零六年以上144 
森特拉利亞地盤重建(3)
各種華盛頓待命500-1000
總計2,142 - 2,642
澳大利亞
太陽能博達里太陽能西澳大利亚州2025 50 
其他澳洲機會
燃氣，太陽能，傳輸西澳大利亚州2025 年以上115 
總計165 
加拿大，美國和澳大利亞總計4,147 - 6,047
(1)目標最終投資決定（「FID」）日期將確定（「待定」）。
(2)這代表公司對 Tent Mountain 可再生能源綜合大樓的 50% 股權。
(3)本公司目前正在評估這些棕色地點的重建機會。

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施工中的項目
以下項目已經得到董事會批准，有已簽署的購電協議（「PPA」），目前正在施工中。該項目將在短期內通過現有流動性提供資金。

我們將繼續按資產逐項探索永久融資解決方案。

項目總計 (百萬)
項目類型地區MW估計
花		花費到
日期
目標
完成
日期
普拉
期限
平均
全年
利潤率(1)
狀態
澳大利亞
基思山西網絡升級傳輸瓦不適用澳元 37 美元—澳幣 40 元澳幣 14 元Q2 2025146 澳元-7 澳元
•主要設備訂單
•詳細設計和執行計劃正在進行中
•正在進行，按時完成
總計(2)
不適用$34 —$36$12$6 - $7
(1)該項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義，並且具有前瞻性。如需進一步討論，請參閱本 MD&A 的「附加 IFRS 標準和非 IFRS 標準」一節。
(2)預期總支出和平均年度 EBITDA 是根據 2024 年的加拿大元遠期匯率進行轉換。目前的支出是使用期末收市匯率進行轉換。

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財務狀況
下表顯示由 2023 年 12 月 31 日起未經審核中期簡明綜合財務狀況報表明顯變動。二零二四年九月三十日：
二零二四年九月三十日二零二三年十二月三十一日增加/（減少）
資產
流動資產
現金及現金等值401 348 53 
風險管理資產232 151 81 
其他流動資產(1)
1,057 1,081 (24)
流動資產總額1,690 1,580 110 
非流動資產
風險管理資產100 52 48 
物業、工廠及設備淨值5,545 5,714 (169)
其他非流動資產(2)
1,319 1,313 6 
非流動資產總額6,964 7,079 (115)
總資產8,654 8,659 (5)
負債
流動負債
應付帳款及累計負債640 797 (157)
風險管理責任193 314 (121)
可兌換證券(3)
747 — 747 
其他流動負債(4)
695 631 64 
流動負債總額2,275 1,742 533 
非流動負債
信貸設施、長期債務及租賃負債2,879 2,934 (55)
可兌換證券
— 744 (744)
風險管理責任（長期）299 274 25 
定義保障義務及其他長期負債212 251 (39)
其他非流動負債(5)
1,068 1,050 18 
非流動負債總額4,458 5,253 (795)
負債總額6,733 6,995 (262)
股票
股東應佔權益1,814 1,537 277 
非控制權益107 127 (20)
總資本1,921 1,664 257 
負債及權益總額8,654 8,659 (5)
(1)包括貿易和其他應收帳款、限制現金、預付費用等，以及庫存。
(2)包括投資、金融租賃應收款項的長期部分、使用權資產、無形資產、商譽、延期所得稅資產及其他資產。
(3)被歸類為流動期權，因為他們的轉換期權可以在 2025 年 1 月 1 日後隨時根據 Brookfield 的選擇行使，儘管沒有交付現金的義務。如需詳細資訊，請參閱本 MD&A 的「會計變更」一節。
(4)包括銀行透支、暫停服務部分及其他條款、合約負債的流動部分、應繳所得稅、應付股息以及長期債務及租賃負債的流動部分。
(5)包括長期停運及其他保障、延期所得稅負債及合約負債。


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TransAlta 簡明綜合財務狀況報表的重大變化如下：
營運資金
The 截至 2024 年 9 月 30 日，流動資產超過流動負債的赤字，包括長期債務和租賃負債的流動部分，為 5.85 億美元（2023 年 12 月 31 日 — 赤字 為 1.62 億元）.
截至 2024 年 9 月 30 日，流動資產由二零二三年十二月三十一日的 1,580 億美元增加一億一億元至 1,69 億美元，主要是由於：
•風險管理資產較高，主要是由於市場價格波動所致；及
•更高的現金和現金等值。
流動負債由二零二三年十二月三十一日的 1,742 億元增加至二零二零四年九月三十日的 2,275 億美元，主要由於：
•被歸類為流動期權的可兌換證券可在 2025 年 1 月 1 日後隨時依 Brookfield 的選擇行使，儘管沒有義務交付現金等值資源，而持有人無法要求還款。有關更多詳細信息，請參閱本 MD&A 的會計變更部分；部分抵銷
•應付帳款和累計負債較低，主要是由於成本累計較低和資本支出較低；以及
•由於市場價格波動而導致風險管理負債降低。

非流動資產
以下的非流動資產 2024 年 9 月 30 日，為 6,964 億美元，較二零二三年十二月三十一日的 7,079 億美元減少 1.15 億美元，主要由於：
•因折舊而導致的物業、工廠及設備（「PP&E」）較低；部分抵銷
•增資金為 2 億元；及
•風險管理資產較高，主要是由於市場價格波動。
非流動負債
截至二零二四年九月三十日止的非流動負債，為 4,458 億美元，較 5,253 億美元減少 795 億美元截至二零二三年十二月三十一日，主要是由於：
•被歸類為流動負債的可兌換證券；
•下降信貸款貸款淨額；
•減少零售電力合約負債，因為已交付量計算攤銷而產生的負債；部分抵銷
•由於多個市場的市場定價波動而導致風險管理負債更高。
總資本
截至二零二四年九月三十日， 總資本增加 2.57 億元的原因是：
•淨利為 2.82 億元；及
•現金流對沖衍生產品淨利潤為 1.47 億元；部分抵銷
•根據 NCIB 購回 1.14 億元的股份；及
•向非控股權益分派 3.400 萬元。

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金融資本
公司專注於維持穩健的資產負債表和財務狀況，以確保獲得足夠的財務資本。
資本結構
我們的資本結構包括以下組成，如下所示：
二零二四年九月三十日二零二三年十二月三十一日
$  % $  %
高級無抵押債務淨額
索償債務-加元債券
251 4 251 5 
撤銷債務-美國高級票據
931 16 911 17 
信貸設施
397 7 397 7 
較少：現金及現金等值(1)
(401)(8)(345)(6)
減：其他現金及流動資產(2)
2 — 5 — 
高級無抵押債務淨額1,180 19 1,219 23 
其他債務負債
可交換債券347 6 344 6 
非索償債務
太平控股股股份有限公司債券78 1 85 1 
平斯頓債券39 1 39 1 
梅蘭克頓沃爾夫風力結合151 3 168 3 
新里士滿風力債券98 2 103 2 
肯特山風力債券183 3 193 3 
溫德里斯風力結合160 3 164 3 
南海德蘭非借貸債務696 12 691 13 
OCP 債券
192 3 217 4 
OCP LP 限制現金(3)
(17)— (17)— 
美國稅務股權融資98 2 104 1 
租賃負債144 3 143 3 
合併淨債務總額(4)(5)(6)
3,349 58 3,453 63 
可兌換優先證券(6)
400 7 400 7 
股東應佔權益
普通股3,191 57 3,285 60 
優先股942 17 942 17 
貢獻的盈餘、赤字及累積其他綜合損失(2,319)(41)(2,690)(49)
非控制權益107 2 127 2 
總資本5,670 100 5,517 100 
(1)現金及現金等值已扣除銀行透支。
(2)包括債務經濟和指定對沖工具的公平價值，因為相關債務的帳面價值受外匯匯率變化影響。
(3)TransAlta OCP LP 的本金部分限制了與 TransAlta OCP LP 債券有關的現金，因為這些現金特別限制於償還未償還債務。
(4)這些項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。如需進一步討論，請參閱本 MD&A 的附加 IFRS 標準和非 IFRS 標準一節，包括與根據 IFRS 計算的衡量結算。
(5)股票賬戶合資企業 Skookumchuck 風力設施的稅務權益融資並不在這些金額中代表。
(6)合併淨債務總額不包括可兌換優先證券，因為這些證券被視為股權，並作為信貸用途派發股息。
M32
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在 2024 年至 2026 年期間，我們的債務到期，其中包括有 4 億元與定期設施相關的債務，餘額主要與計劃的非借貸還款有關。7 億美元的可兌換證券可最早於 2025 年 1 月 1 日進行交換。
信用設施
本公司的信貸保障概述如下表：
截至二零二四年九月三十日使用可用
容量		到期
日期
信貸設施設施
尺寸
未償還的信用證(1)
現金發票
承諾
聯合信貸保障
1,950 455 — 1,495 Q2 2028
雙邊信貸保障
240 158 82 Q2 2026
期間設施
400 — 400 — Q3 2025
承諾總額
2,590 613 400 1,577 
未承諾
需求設施
400 204 — 196 不適用
未承諾總額
400 204 — 196 
(1)TransAlta 有義務發行信用證和現金抵押品，以確保對某些方的潛在負債，包括與潛在環境義務、商品風險管理和對沖活動、退休計劃義務、建築項目和購買義務有關的債務。針對非承諾的設施提取的信用證可減少已承諾的聯合信貸設施下的可用容量。
2024 年第二季度，4 億元的定期設施已續約，屆滿期延長一年至 2025 年 9 月。聯合信貸款及雙邊信貸保障亦分別延長一年，至二零二八年六月及二零二六年六月。
非索償債務及其他
梅蘭通狼風控股公司、TAPC 控股 LP、新里士滿風力股份有限公司、肯特希爾斯風力公司、雲達風力 LP、TEC Hedland Pty 有限公司非借貸債券和 TransAlta OCP LP 債券受慣常融資條件和契約限制，這些條件可能會限制公司獲取設施營運所產生的資金的能力。在符合特定分配測試（通常每季度執行一次）後，子公司可以將資金分配給其各自的母公司。這些條件包括在分配前達到債務服務覆蓋率，這些實體在 2024 年第三季達到的債務服務覆蓋率，除 Kent Hills Wind LP 除外。自第三季度測試以來累積的實體中的資金將保留在那裡，直到可以在 2024 年第四季進行下一次債務服務覆蓋測試為止。截至 2024 年 9 月 30 日，5.600 萬美元（2023 年 12 月 31 日 — 79 億美元）的現金受到這些財務限制的限制。

截至 2024 年 9 月 30 日，TEC Hedland Pty Ltd 持有的 700 萬美元（澳元 8 萬美元）的資金不能被其他公司實體訪問，因為該資金必須由項目實體僅用於支付主要維護成本。
此外，某些非借貸債券需要通過存款的現金和/或提供信用證來建立儲備賬戶並進行資金。

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M33
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回報給資本提供者
利息收入和利息支出
利息收入和利息費用的組成部分如下：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
利息收入4 16 19 47 
債務利息49 51 148 152 
可兌換債券利息7 7 22 22 
可交換優先股利息7 7 21 21 
資本利息— (15)(16)(41)
租賃負債利息2 3 7 7 
信貸設施費、銀行收費及其他利息6 6 14 17 
供應的增加12 10 36 37 
利息支出
83 69 232 215 
由於現金餘額較低，利息收入較低。與 2023 年同期相比，利息支出較高，主要是由於資本項目在 2024 年上半年完成所致的資本利息較低。
股本
下表概述已發行及未發行的普通股及優先股：
 股數 (百萬)
如下二零二四年十一月四日二零二四年九月三十日
二零二三年十二月三十一日(1)
已發行及未發行的普通股，期末298.4 298.5 308.6 
優先股   
A 系列9.6 9.6 9.6 
B 系列2.4 2.4 2.4 
C 系列10.0 10.0 10.0 
D 系列1.0 1.0 1.0 
E 系列9.0 9.0 9.0 
G 系列6.6 6.6 6.6 
已發行及持有股權之優先股份38.6 38.6 38.6 
第 I 系列-可兌換證券(2)
0.4 0.4 0.4 
已發行及未發行的優先股39.0 39.0 39.0 
(1)截至 2023 年 12 月 31 日發行及流行的普通股，不包括根據 ASPP 購回 170萬股普通股的規定。
(2)布魯克菲爾德再生合作夥伴或其附屬公司（統稱「布魯克菲爾德」）投資 4 億美元，以作為該可兌換證券的一部分之可贖回、可收回的首選股份。基於會計目的，這些優先股被視為債務，並在未經審核中期簡明綜合財務報表中披露。

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非控制權益
於 2023 年 10 月 5 日，該公司收購 TransAlta 再生能源（TransAlta）及其某些附屬公司尚未直接或間接擁有的 TransAlta 再生能源的所有未發行普通股。截至 2024 年 9 月 30 日，TransAlta 再生能源是一家全資子公司，並沒有剩餘的非控制權益。
截至 2024 年 9 月 30 日，該公司擁有 TA Cogen 的 50.01％（2023 年 9 月 30 日 -50.01％），該公司擁有、經營或擁有三個天然氣共發電設施（渥太華、溫莎和薩斯喀徹溫堡）和一個天然氣燃氣設施（Sheerness）。截至 2024 年 9 月 30 日，該公司擁有肯特希爾斯風力公司 83% 的股權（2023 年 10 月 5 日前，財務信息與 17% 非控制公司有關
對 Kent Hills Wind LP 的權益包括在 TransAlta 可再生能源）的披露內容，該公司擁有和經營三個風電設施。
由於我們擁有 TA Cogen 和 Kent Hills Wind LP 的控股權，因此我們整合了與子公司相關的整個盈利、資產和負債。
截至 2024 年 9 月 30 日止三個月和九個月的非控股權佔淨盈利（虧損）分別減少了 32 億美元和 82 億美元，與 2023 年同期相比，主要是由於亞伯達市場的商家定價下降和 2023 年 10 月 5 日收購 TransAlta 可再生能源所導致的 TA Cogen 淨利潤下降。
現金流
截至二零二零四年九月三十日止九個月的現金及現金等價值較二零二三年同期下降。於 2023 年 10 月 5 日，公司支付總額 130 億元，包括 8 億元
現金和 4600萬股，價值 5.14 億美元，用於收購 TransAlta 可再生能源（如上述所述）。
下表顯示截至 2024 年 9 月 30 日及 2023 年 9 月 30 日止九個月之未經審核中期簡明合併現金流報表的其他重大變動：
截至九月三十日止九個月
20242023增加/（減少）
現金及現金等值，期間開始
348 1,134 (786)
提供者（用於）：  
營運活動581 1,154 (573)
投資活動(198)(591)393 
融資活動(335)(455)120 
外幣現金轉換5 (11)16 
現金及現金等值，期末
401 1,231 (830)


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營運活動現金流
截至二零二零四年九月三十日止九個月的營運活動現金較二零二三年同期下降，主要原因如下：
截至九月三十日止九個月
截至二零二三年九月三十日止九個月之經營活動現金流
1,154 
較低毛利率：減少收入減去風險管理活動未實現收益，部分由降低燃料和購買電力和碳合規性成本所抵消。
(433)
由於 2023 年全面利用加拿大非資本損失承擔額所導致的當前所得稅費用較高，抵消了 2024 年所得稅前收入的較低收入。
(68)
非現金營運營資本餘額不利的變動：由於市場價格波動而提供的帳戶應付帳款及累積負債減少，以及提供較高的抵押品。
(48)
其他非現金項目
(24)
截至二零二四年九月三十日止九個月之經營活動現金流
581 
投資活動使用的現金流
截至二零二四年九月三十日止九個月的投資活動使用現金較二零二三年同期下降，主要原因如下：
截至九月三十日止九個月
截至 2023 年 9 月 30 日止九個月投資活動使用現金流
(591)
增加 PP&E 的較低：2023 年的增建主要用於建造花園平原風設施、北方金田太陽能設施以及白石和海平山風力項目的建設。2024 年的新建包括白岩和地平線山風力設施。
441 
銷售 PP&E 的較低收益：公司於 2023 年終止銷售與其相關設備的銷售
桑丹斯第 5 單元能源轉型資產。		(25)
與南方十字能源租賃應收款相比，新的 Mount Keith 132kV 的租賃應收款項下降。
(25)
其他
2 
截至二零二四年九月三十日止九個月的投資活動使用現金流
(198)
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融資活動中使用的現金流
截至二零二四年九月三十日止九個月的融資活動所使用的現金較二零二三年同期下降，主要原因如下：
截至九月三十日止九個月
截至二零二三年九月三十日止九個月的融資活動用現金流
(455)
在信貸設施下的貸款額較低。(35)
降低金融工具實現損失。
32 
支付給非控股權益的較低分配：與由於亞伯達省市場的商家定價下降，以及 TransAlta 可再生能源非控制權益停止分配而導致的 TA Cogen 淨利潤下降有關。於 2023 年 10 月 5 日，該公司直接或間接收尚未擁有的 TransAlta 再生能源的所有未經發行普通股。
170 
NCIB 下的普通股回購更高。(41)
其他(6)
截至二零二四年九月三十日止九個月的融資活動用現金流
(335)
其他綜合分析
承諾
本公司在截至 2024 年 9 月 30 日止九個月內沒有直接或透過其合營運及合資企業的權益承擔任何額外的合約承諾。請參閱未經審核中期簡明合併財務報表中其他地方披露的承諾，以及 2023 年度經審計財務報表中披露的承諾。
天然氣運輸合約
本公司簽訂天然氣運輸合約，其中包括 15 年的天然氣運輸協議，每日總計高達 400 兆焦耳（「TJ」），與桑丹斯和基菲爾斯設施有關，截止於 2036 至 2038 年。該公司目前平均每天使用 200 TJ，在高峰需求期間每天使用高達 350 TJ，並重新銷售一部分過剩產能。此外，
有八年的天然氣運輸協議，以堅定的基礎為每天 75 兆日，與謝爾尼斯設施有關，截止於 2030 年至 2031 年。
如任何有關設施在運輸合約到期前退休，本公司可能會被要求將天然氣運輸協議承認為重擔合約。
應急情況
有關目前的重大未償還事故，請參閱 2023 年經審核年度合併財務報表附註 36。截至二零二四年九月三十日止九個月內，情況並沒有任何重大變化。


金融工具
有關金融工具的詳情，請參閱經審核 2023 年度合併財務報表附註 14 及截至 2024 年 9 月 30 日止九個月之未經審核中期簡明合併財務報表的附註 10 和 11。
我們可能會進行涉及非標準功能的商品交易，而且不提供市場可觀察數據。這些交易根據 IFRS 定義為第三級工具。第三級工具包含在市場上無法觀察到的輸入和公平
因此，價值是使用估值技術確定的。公平價值是使用合理可能的替代假設作為估值技術的輸入來驗證，任何重大差異均會在未經審核中期簡明合併財務報表的附註中披露。
截至二零二四年九月三十日，第三級工具負債淨值為 1.42 億元（2023 年 12 月 31 日 — 負債淨額 1.47 億元）。自 2023 年 12 月 31 日起，我們的風險管理概況和實務並沒有任何重大變化。

特蘭薩爾塔公司
M37
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額外的國際財務報告準則和非 IFRS 標準
額外的 IFRS 指標是對未經審核中期簡明綜合財務報表的明細項目、標題或小總計，但不是根據 IFRS 指定的最低明細項目，也不是對未經審核中期簡明合併財務報表有關的財務指標，但未經審核中期簡明合併財務報表中其他地方顯示的財務指標。截至二零二四年九月三十日及二零二三年九月三十日止三個月和九個月之未經審核中期簡明綜合收益（虧損）報表中，我們已將有關毛利及營業收入（虧損）的明細項目納入。提供這些產品項目為管理層和投資者提供了持續經營績效的測量，可以在不同時期間輕鬆進行比較。
我們使用多種財務指標來評估我們的績效和業務部門的表現，包括以非 IFRS 為基礎呈現的指標和比率，如下所述。除非另有指明，否則所有金額均以加元計算，並得出來自我們根據 IFRS 編制的未經審核中期簡明合併財務報表。我們相信，這些非 IFRS 金額、指標和比率與我們的 IFRS 金額一起閱讀，可讓讀者更好地了解管理層如何評估結果。
非 IFRS 金額、指標和比率根據 IFRS 沒有標準化的含義。它們不太可能與其他公司提出的類似指標相比，並且不應與我們的 IFRS 結果單獨地看待，或是比我們的 IFRS 結果更有意義。
非 IFRS 財務指標
經調整後的 EBITDA、FFO、FCF、總債務淨額、合併淨債務總額和調整後淨債務是本 MD&A 所列明的非 IFRS 指標。如需其他資訊，包括對此非 IFRS 指標與最可比較的 IFRS 指標進行調節，請參閱本 MD&A 的「分段財務表現和經營業績」、「選定季度資訊」、「財務資本和主要非 IFRS 財務比率」一節。
調整後的 EBITDA
每個業務部門負責其經營業績，以調整後的 EBITDA 計算。調整後的 EBITDA 是管理層的重要指標，代表我們的核心營運業績。在 2024 年第二季，我們報告的 EBITDA 組成已調整，以包括收購交易和整合成本的影響，因為公司沒有頻繁的業務收購和收購
交易和整合成本不反映公司持續的業務表現。因此，本公司已將此組成套用至所有先前報告的期間。不包括利息、稅款、折舊和攤銷，因為會計處理方法的差異可能會扭曲我們的核心業務業績。此外，會進行某些重新分類和調整以更好地評估結果，不包括那些可能不反映持續業務績效的項目。此簡報可以促進讀者對趨勢分析。
以下是所做的調整的描述。
收入調整
•我們在加拿大和澳大利亞擁有的某些資產已根據 IFRS 完全合約，並被記錄為融資租賃。我們認為我們在收入中將我們根據合約所收到的付款作為容量付款，而不是作為融資租賃收入和融資租賃應收款的減少，更合適。
•經調整後的 EBITDA 會進行調整，以排除未實現的市值收益或虧損以及未實現的外匯收益或虧損對商品交易的影響。
•對於有效結算期間與交易所記錄的交易所持倉的頭寸進行有效結算而有關的收入和虧損進行調整。
調整燃料和購買功率
•在 2017 年 7 月南海德蘭設施啟用時，我們已預付約 7.400 萬元的電力傳輸和配送費用。利息收入記錄在預付基金上。我們將此利息收入重新分類為減少每個期間的傳輸和分配費用，以反映業務的淨成本。
對 OM&A 進行調整
•不包括收購交易和整合成本，主要包括法律和顧問費用，因為這些費用不反映持續的業務表現。
除利息、稅款、折舊和攤銷之外，對盈利（虧損）進行調整
•不包括資產減值費用和撤銷費用，因為這些調整是會計調整，影響折舊和攤銷，並不反映持續業務績效。
•不包括任何資產銷售或外匯收益或損失，因為這些不屬於營業收入的一部分。
M38
特蘭薩爾塔公司
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股票會計投資調整
•在 2020 年第四季期間，我們收購了 Skookumchuck 風力設施的 49% 股權，該基金根據 IFRS 視為股票投資，而我們在淨利潤中的比例份額將作為股權收入反映在 IFRS 的收益表中。由於這項投資是我們正常發電業務的一部分，因此我們已將我們在 Skookumchuck 風力設施調整後 EBITDA 的比例部分納入調整後的總經調整後的 EBITDA。此外，在風力及太陽能調整後的結果中，我們已納入我們的收入和開支的比例份額，以反映這項投資的完整營業績。我們未將 EMG 國際有限責任公司調整後的 EBITDA 納入調整後的總經調整後的 EBITDA，因為它不代表我們的常規發電業務。
平均年度 EBITDA
平均年度 EBITDA 是一種前瞻性的非 IFRS 財務指標，用於顯示目前正在建設的項目在完成後預計產生的平均年度 EBITDA。
營運資金（「FFO」）
FFO 是一個重要的指標，因為它提供了在營運資本變化之前從營運活動產生的現金代表，並提供了與前期間的結果相比評估現金流趨勢的能力。FFO 是一種非 IFRS 指標。
調整營運現金流
•與 Skookumchuck 風力設施相關的 FFO（根據 IFRS）被視為股票賬戶投資，而股票收入（除合營企業的分派）已包含在 IFRS 下營運的現金流中。由於這項投資是我們常規發電運作的一部分，因此我們已納入 FFO 的比例份額。
•收到的融資租賃應收帳款將重新分類，以反映營運現金。
•我們對於 2020 年加速脫煤的決定和 2021 年 Highvale 礦業關閉的決定有關的現金流運作項目進行調整（「清潔能源轉型規定和調整」）。
•關閉倉位的現金收到/支付的現金會反映在倉位結算期間內。
•採購交易和整合成本被重新分類，以反映營運現金。
•其他調整包括與稅務權益融資相關的生產稅抵免的付款/收據，這些費用是減免稅務權益債務，並包括股票賬戶合資企業的分派。
自由現金流 (「FCF」)
FCF 是一個重要的指標，因為它代表可用於投資於增長計劃、對債務進行定期償還本金、償還到期的債務、支付普通股股息或購回普通股息的現金數量。不包括營運資金的變化，因此 FFO 和 FCF 不會因我們認為臨時性質的變化而扭曲，這些變化反映了季節性因素和收款和付款時間的影響。FCF 是一種非 IFRS 指標。
非 IFRS 比率
如需更多資訊，每股 FFO、每股基金融資金及調整後的淨債務對經調整後的 EBITDA 均為非 IFRS 比率。如需更多資訊，請參閱本 MD&A 中的「營運與 FFO 現金流對比」及「主要非 IFRS 財務比率」一節。
每股的 FFO 和每股的基金融資金
每股 FFO 和每股 FCF 是使用期內的普通股加權平均數計算。每股 FFO 和每股的 FCF 均為非 IFRS 比率。
補充財務措施
持續資本支出總額及總增長和發展開支均為補充財務措施，用於分別顯示我們的支出，以促進我們現有設施的安全可靠運作和項目建設有關的支出。如需其他資訊，請參閱本 MD&A 的「資本支出」一節。
披露的亞伯達省電力投資組合指標是補充財務指標，用於顯示亞伯達省市場按區段的毛利率。有關更多信息，請參閱本 MD&A 的艾伯塔省電力組合部分。

特蘭薩爾塔公司
M39
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以綜合基準按細分劃分的非 IFRS 評價對比
下表反映按細分劃分的經調整後的 EBITDA，並提供截至 2024 年 9 月 30 日止三個月之所得稅前盈利進行調整：
水電
風力與太陽能(1)
燃氣能源轉型能源
市場行銷		企業總計
股權-會計投資(1)
重新分級調整財務國際財務 IFRS
收入105 2 314 165 55 — 641 (3)— 638 
重新分類和調整：
未實現市值 (收益) 虧損
1 74 (5)(8)(3)— 59 — (59)— 
交易所倉位的實現收益（虧損）— — (3)— 12 — 9 — (9)— 
融資租賃應收款額減少— — 5 — — — 5 — (5)— 
融資租賃收入— 1 2 — — — 3 — (3)— 
商品未實現外匯虧損
— — 1 — — — 1 — (1)— 
經調整的收入106 77 314 157 64 — 718 (3)(77)638 
燃料和購買的動力4 5 100 104 — — 213 — — 213 
重新分類和調整：
澳洲利息收入— — (1)— — — (1)— 1 — 
調整的燃油和購買功率4 5 99 104 — — 212 — 1 213 
碳合規— — 40 1 — — 41 — — 41 
毛利率10272 175 52 64 — 465 (3)(78)384 
我和13 26 43 17 10 35 144 (1)— 143 
重新分類和調整：
採購與整合成本
— — — — — (1)(1)— 1 — 
調整後的 OM&A
13 26 43 17 10 34 143 (1)1 143 
所得稅除外的稅— 5 3 1 — 1 10 — — 10 
其他營業收入淨額— (3)(10)— — — (13)— — (13)
調整後的 EBITDA(2)
89 44 139 34 54 (35)325 
股權虧損
(1)
融資租賃收入3 
折舊和攤銷(133)
資產減值費用
(20)
利息收入
4 
利息支出
(83)
外匯虧損
(6)
出售資產及其他收益
1 
所得稅前盈利
9 
(1)Skookumchuck 風力設施已按比例加入風力和太陽能部門。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
M40
特蘭薩爾塔公司
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下表反映按細分劃分的經調整後的 EBITDA，並提供截至 2023 年 9 月 30 日止三個月之所得稅前盈利進行調整：
水電
風力與太陽能(1)
燃氣能源轉型能源
市場行銷		企業總計
股權-會計投資(1)
重新分級調整財務國際財務 IFRS
收入163 62 522 188 86 — 1,021 (4)— 1,017 
重新分類和調整：
未實現市值 (收益) 虧損
— 4 (112)5 (67)— (170)— 170 — 
收盤交易頭寸實現收益
— — 4 — 8 — 12 — (12)— 
融資租賃應收款額減少— — 14 — — — 14 — (14)— 
融資租賃收入— — 2 — — — 2 — (2)— 
商品未實現外匯收益
— — — — (1)— (1)— 1 — 
經調整的收入163 66 430 193 26 — 878 (4)143 1,017 
燃料和購買的動力4 6 111 148 — — 269 — — 269 
重新分類和調整：
澳洲利息收入— — (1)— — — (1)— 1 — 
調整的燃油和購買功率4 6 110 148 — — 268 — 1 269 
碳合規— — 28 — — — 28 — — 28 
毛利率159 60 292 45 26 — 582 (4)142 720 
我和9 20 45 15 13 30 132 (1)— 131 
所得稅除外的稅— 4 3 1 — — 8 — — 8 
其他營業收入淨額— (1)(10)— — — (11)— — (11)
調整後的 EBITDA(2)
150 37 254 29 13 (30)453 
融資租賃收入2 
折舊和攤銷(140)
資產減值逆轉
58 
利息收入
16 
利息支出
(69)
外匯虧損
(5)
出售資產及其他損失
(1)
所得稅前盈利453 
(1)Skookumchuck 風力設施已按比例加入風力和太陽能部門。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。


特蘭薩爾塔公司
M41
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下表反映按細分劃分的經調整後的 EBITDA，並提供截至 2024 年 9 月 30 日止九個月之所得稅前盈利進行調整：
水電
風力與太陽能(1)
燃氣能源轉型能源
市場行銷		企業總計
股權-會計投資(1)
重新分級調整財務國際財務 IFRS
收入316 253 1,031 461 154 (34)2,181 (14)— 2,167 
重新分類和調整：
未實現市值 (收益) 虧損
(3)61 (86)(28)(5)— (61)— 61 — 
交易所倉位的實現收益（虧損）— — 8 — (16)— (8)— 8 — 
融資租賃應收款額減少— 1 14 — — — 15 — (15)— 
融資租賃收入— 4 5 — — — 9 — (9)— 
商品未實現外匯虧損
— — (1)— — — (1)— 1 — 
經調整的收入313 319 971 433 133 (34)2,135 (14)46 2,167 
燃料和購買的動力13 22 339 316 — — 690 — — 690 
重新分類和調整：
澳洲利息收入— — (3)— — — (3)— 3 — 
調整的燃油和購買功率13 22 336 316 — — 687 — 3 690 
碳合規— — 106 1 — (34)73 — — 73 
毛利率300297 529 116 133 — 1,375 (14)43 1,404 
我和39 70 131 50 29 105 424 (3)— 421 
重新分類和調整：
採購與整合成本
— — — — — (8)(8)— 8 — 
調整後的 OM&A
39 70 131 50 29 97 416 (3)8 421 
所得稅除外的稅2 13 9 3 — 1 28 (1)— 27 
其他營業收入淨額— (7)(30)— — — (37)— — (37)
調整後的 EBITDA(2)
259 221 419 63 104 (98)968 
股權收入3 
融資租賃收入9 
折舊和攤銷(388)
資產減值費用
(26)
利息收入
19 
利息支出
(232)
外匯虧損
(12)
出售資產及其他收益4 
所得稅前盈利370 
(1)Skookumchuck 風力設施已按比例加入風力和太陽能部門。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
M42
特蘭薩爾塔公司
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下表反映按細分劃分的經調整後的 EBITDA，並提供截至 2023 年 9 月 30 日止九個月之所得稅前盈利進行調整：
水電
風力與太陽能(1)
燃氣能源轉型能源
市場行銷		企業總計
股權-會計投資(1)
重新分級調整財務國際財務 IFRS
收入456 263 1,268 576 181 1 2,745 (14)— 2,731 
重新分類和調整：
未實現市值 (收益) 虧損
(2)(4)(120)(12)42 — (96)— 96 — 
已封閉交易頭寸的實現虧損
— — (13)— (95)— (108)— 108 — 
融資租賃應收款額減少— — 40 — — — 40 — (40)— 
融資租賃收入— — 10 — — — 10 — (10)— 
經調整的收入454 259 1,185 564 128 1 2,591 (14)154 2,731 
燃料和購買的動力14 22 326 419 — 1 782 — — 782 
重新分類和調整：
澳洲利息收入— — (3)— — — (3)— 3 — 
調整的燃油和購買功率14 22 323 419 — 1 779 — 3 782 
碳合規— — 85 — — — 85 — — 85 
毛利率440 237 777 145 128 — 1,727 (14)151 1,864 
我和35 55 136 46 33 86 391 (2)— 389 
所得稅除外的稅2 11 11 3 — — 27 (1)— 26 
其他營業收入淨額— (4)(30)— — — (34)— — (34)
調整後的 EBITDA(2)
403 175 660 96 95 (86)1,343 
股權收入1 
融資租賃收入10 
折舊和攤銷(489)
資產減值逆轉
74 
利息收入
47 
利息支出
(215)
出售資產及其他收益
4 
所得稅前盈利915 
(1)Skookumchuck 風力設施已按比例加入風力和太陽能部門。
(2)經調整後的 EBITDA 未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。

特蘭薩爾塔公司
M43
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從營運到 FFO 和 FCF 的現金流進行調節
下表整合了我們從營運活動到我們的 FFO 和 FCF 的現金流量：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月
2024202320242023
營運活動現金流(1)
229 681 581 1,154 
非現金營運營運資本餘額變動(48)(355)59 11 
營運資金變動前的現金流量181 326 640 1,165 
調整  
合營企業經調整後的 FFO 份額(1)
— 2 4 10 
融資租賃應收款額減少5 14 15 40 
清潔能源轉型規定及調整(2)
— — — 7 
已收市交易頭寸的實現收益（虧損）
9 12 (8)(108)
採購與整合成本
1 — 8 — 
其他(3)
4 3 14 8 
美食(4)
200 357 673 1,122 
扣除：  
持續資本(1)
(35)(36)(75)(100)
生產力資本— (1)— (2)
優先股派發股息(13)(14)(39)(39)
支付給附屬公司非控制權益的分派(10)(75)(34)(204)
租賃負債的本金付款(1)(3)(3)(8)
其他
(1)— (1)— 
FCF(4)
140 228 521 769 
期內出售普通股的加權平均數目
296 263 303 265 
每股 FFO(4)
0.68 1.36 2.22 4.23 
每股的基金融資金(4)
0.47 0.87 1.72 2.90 
(1)包括我們在股票賬戶合資企業 Skookumchuck 風力設施的金額中的份額。
(2)2023 年包括與 2021 年認可的重擔合同有關的金額。
(3)其他包括生產稅抵免，即減免稅務股權債，減去股權合資企業的分派。
(4)這些項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則和非 IFRS 標準」一節。

M44
特蘭薩爾塔公司
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下表提供了我們調整後的 EBITDA 與我們的 FFO 和基金融資金融資料的對比：
截至九月三十日止三個月截至九月三十日止九個月

2024202320242023
調整後的 EBITDA(1)(4)
325 453 968 1,343 
條文2 (4)8 — 
淨利息支出(2)
(62)(40)(167)(123)
當前所得稅費用
(63)(37)(123)(55)
實現的外匯收益（虧損）
1 (7)(7)(13)
解除運作和恢復費用(10)(6)(29)(22)
其他非現金項目7 (2)23 (8)
美食(3)(4)
200 357 673 1,122 
扣除：
持續資本(4)
(35)(36)(75)(100)
生產力資本— (1)— (2)
優先股派發股息(13)(14)(39)(39)
支付給附屬公司非控制權益的分派(10)(75)(34)(204)
租賃負債的本金付款(1)(3)(3)(8)
其他
(1)— (1)— 
FCF(3)(4)
140 228 521 769 
(1)經調整後的 EBITDA 在本年度財務報告及開支的「附加 IFRS 標準及非 IFRS 評價」一節中定義，並與上述所得稅前的盈利（虧損）進行調節。
(2)淨利息費用包括期間的利息費用減去利息收入。
(3)這些項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。FFO 和 FCF 在本 MD&A 的「附加 IFRS 標準和非 IFRS 標準」一節中定義，並與上述營運活動的現金流進行調節。
(4)包括我們在股票賬戶合資企業 Skookumchuck 風力設施的金額中的份額。有關持續資本支出的詳細信息，請參閱本 MD&A 的資本支出部分。

特蘭薩爾塔公司
M45
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主要非 IFRS 財務比率
評級機構用於評估我們的信貸評級的方法和比率不會公開披露。我們已經制定了自己的比率和目標定義，以幫助評估我們的財務狀況的實力。這些指標和比率未定義，並沒有
根據 IFRS 的標準化含義，可能無法與其他實體或評級機構使用的含義相比。
調整後的淨債務至調整後 EBITDA
如下
二零二四年九月三十日二零二三年十二月三十一日
期末長期債務(1)
3,417 3,466 
可交換債券
347 344 
較少：現金及現金等值(2)
(401)(345)
新增：發行優先股及可交換優先股的 50%(3)
671 671 
其他(4)
(15)(12)
調整後淨債務(5)
4,019 4,124 
調整後的 EBITDA(6)
1,257 1,632 
調整後的淨債務至調整後 EBITDA (次數)3.2 2.5 
(1)由債務的當前和長期部分組成，其中包括租賃負債和稅務權益融資。
(2)現金及現金等值，除銀行透支。
(3)可兌換優先股被視為具有股息派發股息，以作信貸評級目的。基於會計目的，在未經審核中期簡明合併財務報表中，它們被視為帶有利息支出的債務。就此比率而言，我們認為已發行的優先股（包括這些股）的 50% 為債務。
(4)包括 TransAlta OCP 限制現金的本部分（截至 2024 年 9 月 30 日止期間及截至 2023 年 12 月 31 日止年度的 17 百萬元）以及債務對沖工具的公平價值（包括在未經審核中期簡明財務狀況的風險管理資產和/或負債中）。
(5)股票賬戶合資企業 Skookumchuck 風力設施的稅務權益融資並不在此金額中代表。經調整後的淨債務未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。不同期間提供此項目，讓管理層和投資者能夠比較前期間的業績更輕鬆地評估盈利趨勢。請參閱本 MD&A 的「額外國財務報告準則及非 IFRS 標準」一節。
(6)過去 12 個月。
公司的資本是使用淨債務狀況管理。我們使用調整後的淨債務對調整後的 EBITDA 比率作為衡量財務槓桿，並評估我們處理債務的能力。我們對調整後的淨債務至調整後 EBITDA 的目標為 3.0 至 4.0 倍。
我們 2024 年 9 月 30 日調整後的淨債務對調整後 EBITDA 比率較 2023 年 12 月 31 日更高，主要是由於調整後的 EBITDA 較低。
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二零二四年展望
下表概述了我們對 2024 年的主要財務目標和相關假設的期望，並應與以下的敘述討論以及本 MD&A 的管治和風險管理部分一起閱讀。公司正在追蹤我們 2024 年指引的上端：
測量二零二四年目標二零二三年實際數據
調整後的 EBITDA(1)
1,150 億美元-1 300 億美元1 億三千二百萬元
FCF(1)
4 億 5 億美元-6 億美元八億九億元
每股的基金融資金
$1.47 - $1.96
$3.22
每股股息（年化）
$0.24$0.22
(1)這些項目未定義，並且根據 IFRS 沒有標準化的含義。有關這些項目進一步討論，包括根據 IFRS 計算的衡量，請參閱本 MD&A 的非 IFRS 標準對調節一節。另請參閱本 MD&A 的「附加國際財務報告準則和非 IFRS 標準」一節。
公司 2024 年的前景可能受到多個因素影響，如下文詳述。
2024 年主要電力和天然氣價格假設範圍
市場
更新 2024 年假設
2024 年假設
艾伯塔省現貨 (美元/萬瓦時)
60 美元至 75 美元
75 美元至 95 美元
中盤現貨 (美元/萬瓦時)
60 美元至 70 美元
75 美元至 85 美元
環保燃氣價格（美元/千兆日）
1.25 美元至 1.75 美元
2.50 美元至 3.00 美元
阿爾伯塔現貨價格敏感度：現貨價格每 MWh +/-1 美元的變化預計將對 2024 年餘額調整後的 EBITDA 影響為 +/-100 萬美元。
與 2024 年展望相關的其他假設
更新 2024 年期望2024 年期望
能源營銷毛利率
一百五十億至一千七百萬元
一億元至一億三千三百萬元
持續資本
沒有變化
一百三十億元至一億五千萬元
企業現金稅一百四十億元至一億六億元
九千五百萬元至一百三十億元
現金利息
沒有變化
二百四十億元至二億二千六百萬元
艾伯塔省對沖
對沖假設範圍
Q4 2024
二零二五年全年
二零二六年全年
對沖產量 (GWh)2,415 5,541 3,640 
對沖價格 (美元/兆瓦時)$82$75$78
對沖天然氣量（GJ）一百萬2800萬1800萬
對沖天然氣價格 ($/GJ)$2.55$3.513.67 美元
有關我們展望和相關假設的更多詳細信息，請參閱 2023 年度 MD&A 中的 2024 年展望部分。
流動性和資本資源
我們預期在我們承諾的信貸設施下保持足夠的可用流動性。截至 2024 年 9 月 30 日，我們可以獲得 1.8 億美元的流動性，包括 4.01 億美元的現金。

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物質會計原則和關鍵會計估算
準備未經審核中期簡明綜合財務報表時，管理層必須作出判斷、估計和假設，這些可能影響報告的資產、負債、收入、開支以及有關期間的可能資產和負債披露金額。這些估計可能存在不確定性。由於利率、外匯率、通脹和商品價格波動，以及經濟狀況、法例和法規的變化等因素，實際結果可能與這些估計不同。本季度估計沒有重大變化。
PP&E 及相關合約的估值
每個報告日期會評估是否有任何跡象表明可能存在減值損失，或者先前已認可的減值損失可能已不再存在或已減少。當資產的記錄價值超過其可回收金額，即其公平價值減去出售成本和使用價值的高度時，就會發生減值。如果用於確定資產可回收金額的估計值發生變化，則在先前期間記錄的減值虧損會被撤銷。
截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月期間，估計上沒有顯著變化，但由於重大假設對未來現金流的敏感，以及這些假設的變化對可回收金額的影響，以及這些假設的變化對可回收金額的影響，因此在確定風力和太陽能部分的可回收金額有所影響。
為了進行 2024 年商譽減值回顧，本公司透過利用折扣現金流預測計算公平價值減出售成本來確定風力及太陽能部門的可回收金額。在
2024 年，本公司在執行 2024 年商譽減值回顧時，依賴於 2023 年為水力及能源行銷部門確定的可回收金額。可回收的金額是根據本公司在 2072 年最後一次計劃資產退休期間的長期預測為基礎。產生的公平價值評估在公平價值階層的 III 級內分類。任何部門均沒有出現商譽減值。
影響風力和太陽能部門公平價值的重要假設，具有高度主觀度的主觀性，如下：
• 每個設施的銷售價格預測是通過考慮受長期或短期合約的設施的合同價格，商業廠的遠期價格曲線以及區域供需餘額來決定。如果在設施的實用壽命期間無法使用遠期價格曲線，則價格是通過使用歷史行業和公司特定數據來決定價格。在預測期內，風力和太陽能模型中使用的商用電價格在每兆瓦時 40 美元至 225 美元之間（2023 年 — 每兆瓦時 35 至 238 美元）。
• 使用的折扣率介於 6.4% 至 7.3% 之間（2023 年至 6.4% 至 7.5%）。
• 白岩風和地平線山風力設施需根據地點特定價格基準，取得來自第三方分析。此分析基於傳輸系統的模型，包括有關潛在系統升級以及該區域的預測發電和負載的假設。
有關重要會計判斷及物業、工廠及設備減值及商譽的重要估計不確定性來源的詳細資料，請參閱本公司 2023 年經審核年度合併財務報表的附註 2 (P) (I)。
會計變更
當前會計變更
修訂 IAS 1 附有契約的非流動負債及負債分類為流動或非流動負債
二零二零二年十月，IASB 發行具有契約的非流動負債，修訂 IAS 1 財務報表呈現，以澄清實體在報告期後 12 個月內必須遵守的條件如何影響負債的分類。在一月
2020 年，IASB 發布了負債分類為流動或非流動性負債，修訂 IAS 1 財務報表呈現有關負債的分類為流動或非流動狀況，澄清報告期末存在的合約權利和條件對決定公司是否有權延遲負債結算的權利至少 12 個月有關。
此外，IASB 澄清，負債的分類不受實體行使其延期權利的可能性影響。修訂適用
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回顧後，對於 2024 年 1 月 1 日或之後開始的年期生效，並於該日被本公司採用。
於 2024 年 1 月 1 日，本公司將「可兌換證券」從非流動負債重新分類為流動負債，因為轉換選擇可於 2025 年 1 月 1 日後隨時行使，儘管沒有義務交付現金等值資源，而持有人無法要求償還。這項會計與修訂一致。
未來會計變更
二零二四年五月二十九日，國際金融工具分類及評估的修訂，由 2026 年 1 月 1 日起生效，影響 IFRS 7 及 9 號。國際安全局修訂有關結算財務的規定
使用電子支付系統的負債；並評估金融資產的合約現金流特徵，包括具有 ESG 相關功能的金融資產。本公司目前正在評估對財務報表的影響。
二零二四年四月九日，國際貨物管理局發布了一項新標準 IFRS 18 財務報表中的呈報及披露，引入了新的要求，以提高利潤或虧損表中的可比較性、增強管理層定義的績效指標的透明度，以及更有用的財務報表中的資訊分組。該標準對於 2027 年 1 月 1 日或之後開始的年度報告期生效。本公司目前正在評估對財務報表的影響。
治理與風險管理
我們的業務活動使我們面臨各種風險和機會，包括但不限於法規變化、快速變化的市場動態以及主要商品市場的波動增加。我們的目標是管理這些風險和機會，以便我們能夠發展我們的業務並實現我們的目標，同時保持合理的保護，避免不接受的風險或財務風險。我們使用多層級風險管理監督結構來管理業務所產生的風險和機會
活動、我們經營的市場以及與我們互動的政治環境和結構。
有關我們的風險及我們如何管理風險的詳細資料，請參閱 2023 年度 MD&A 的「治理與風險管理」部分及未經審核中期簡明綜合財務報表的附註 11。自 2023 年 12 月 31 日起，我們的風險管理概況和實務並沒有任何重大變化。
法規更新
請參閱我們 2023 年度 MD&A 中的政策和法律風險討論，以獲取更多補充最近發展的詳細信息，如下所述：
加拿大
聯邦
加拿大根據巴黎協議的 2030 年全國決定貢獻已於 2021 年更新，修訂目標低於 2005 年溫室氣體排放水平的 40% 至 45%。加拿大下一個國家決定的貢獻將是 2035 年減排目標。下方 加拿大淨零排放問責法案，政府必須在 2024 年 12 月 1 日之前設定 2035 年的減排目標。
2022 年，加拿大環境和氣候變化（「ECCC」）發布了建議的清潔電力法規（「CER」）框架，以在 2035 年在加拿大實現淨零電力部門。《證明書》草案已於 2023 年 8 月 19 日在加拿大憲報第一部（「CGI」）刊登，供利益相關者審查和意見，直至 2 日止。
二零二三年.政府預計將於 2024 年底通過加拿大憲報第二期（「CGII」）完成證明書。
為回應美國通脹降低法案（「IRA」）於 2022 年 8 月簽署成立法，加拿大政府提出了多項投資稅收抵免（「ITC」），以鼓勵對清潔能源項目的投資。截至 2024 年 6 月，碳捕獲利用與儲存（「CCUS」）、清潔技術資訊科技中心、清潔技術製造資訊科技及清潔氫氣資訊科技中心均已通過立法。CCUS 和清潔技術資訊科技局現已可申請和索償。
清潔技術製造技術中心和清潔氫氣 ITC 預計在 2024 年秋季才能提供申請和索償。
政府目標是在 2024 年秋季推出有關清潔電力資訊科技局的法例，預計在 2024 年秋天也有關電動汽車供應鏈 ITC 的更多詳細信息。
加拿大證券管理人員預計就修訂的情況尋求意見 國家文書 51-107 關於氣候相關事宜的披露 考慮後

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加拿大可持續發展標準委員會的氣候相關披露標準，預計在 2025 年。
阿爾伯塔
2023 年 4 月 19 日，艾伯塔省政府發布了減排和能源發展計劃，其中概述了 2050 年前實現碳中和經濟的希望。該計劃框架了亞伯塔省的方法，旨在提高該省作為減排、清潔技術和創新方面的全球領導者地位，同時從可持續資源發展的角度保持亞伯達省的競爭力。該計劃由八個策略原則指導，概述了將減少排放並維持能源安全的行動、機會和新承諾。
二零二四年三月十一日，政府提交了兩項新的臨時規例： 市場力緩解規例 和 供應緩衝條例。兩項臨時法規於 2024 年 7 月 1 日生效，並將於 2027 年 11 月 30 日到期。
市場力緩解規例 對由一個大型市場參與者控制的燃氣發電單元（供應控制所有發電的 5%）施加上限。發售上限僅限制我們的發售價格，而不是結算價格，而是當一個假設自然燃混合循環電廠的池池價達到兩個月淨收入門檻時觸發。優惠上限設定為每 MWh 125 美元，或是前日天然氣價格的 25 倍，並適用於觸發門檻的日曆月份的剩餘部分。鑑於該規例實施的期間內，預計價格條件較弱，預計該規例對本公司產生重大影響。
供應緩衝條例 對 AESO 施加特定要求，以指導長前置時間產生（需要一小時或更長時間才能同步到電網的產生器）。當供應緩衝預計等於或小於 932 MW 時，AESO 需要預測並採取行動，以引導線上長期發電。如果集區價格收入未提供足夠的補償來支付燃料和可變成本的費用，將獲得長期產生成本保證，該保證將提供補充，以補償 AESO 指導的資源。
另外，2024 年 3 月 11 日，艾伯塔省政府宣布其決定繼續發展重組能源市場（「REM」）。2024 年 7 月，阿爾伯塔省政府為 ReM 設計提供了高層次框架，其中包括一日前市場、具有市場力緩解的策略性競標、價格底板和價格上限的檢討、統一的市場定價、縮短結算時間和經濟調度。
AESO 於 2024 年 7 月和 8 月發出設計選項文件，提供每個 ReM 元素的背景，並在首次舉行的三個星期的業界利益相關者工作小組會議上提供各種討論選項，以供討論。二零二四年十月四日。這些會議是初步討論，旨在通過引入不同的 ReM 元素來建立市場設計如何改變的一般理解。AESO 計劃於 10 月 29 日至 11 月 29 日完成第二次工作小組討論，以及在 2024 年第四季和 2025 年第一季期間進行更廣泛的業界諮詢和書面意見書。AESO 計劃在 2025 年第一季或第二季與 AUC 提交新的市場規則，並在 2025 年第四季或 2026 年第一季度獲得批准。
二零二四年七月十一日，政府還宣布將來對《傳輸規例》的更改。政府計劃遠離無擁堵規劃標準，採用「最佳」規劃方法，其中傳輸擴展和升級決策將根據成本和效益研究為基礎。政府亦計劃根據成本因素分配傳輸系統及附屬服務成本。政府現正就 2024 年秋季的變更諮詢，並計劃在 2025 年春季提出立法修訂建議。
2024 年 2 月 28 日，艾伯塔省政府宣布對新的可再生項目的新限制，包括禁止在保護區或政府指定為「原始景觀」的其他區域 35 公里內發展風力發電，限制一級和第二類農地的可再生發展項目，並對郵寄債券及/或提供財務保障以滿足填海義務。自該公告以來，環境及保護區署於 2024 年第三季就強制填海義務展開利益相關者諮詢。新填海義務和財務安全要求將於 2024 年 3 月 1 日或之後獲批准的項目實施，並不適用於現有設施。對 TransAlta 設施的影響僅限於未來的發展項目。
美国
2024 年 3 月 6 日，美國證券交易委員會（SEC）通過氣候相關披露的最終規則。2024 年 4 月 4 日，SEC 暫停了這些規則的實施，因為它等待法院對新規則進行審查，在幾個州和商業團體的一系列法律挑戰後。由於 TransAlta 是一家以 40-F 表格提交的多司法管轄區披露系統發行人，因此該公司不受這些規則限制。
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2024 年 8 月 31 日，加利福尼亞州通過了 氣候相關金融風險法案（參議院條例草案 261）這要求在加利福尼亞營運的年度收入超過 5 億美元的企業每兩年向公眾披露氣候相關的金融風險及其緩解策略。條例草案可能會自 2026 年 1 月 1 日起，向 TransAlta 提出報告義務。
2024 年 5 月 9 日，美國環境保護局發布了一項最終規則，要求現有化石燃料燃氣發電機和新的化石燃燃燃燃燃燒渦輪機減少溫室氣體排放。現有燃燒渦輪機被推遲到未定義的未來時間。該規則面臨產業貿易協會、勞工和企業的重大法律挑戰。儘管有這些法律挑戰，但聯邦上訴法院仍允許該規則在法律挑戰進行時保持生效。目前沒有對 TransAlta 的直接影響。
澳大利亞
自勞工黨於 2022 年 5 月 21 日組成政府以來，澳大利亞已增加了國家決定的貢獻承諾，以增加該國 2030 年
減少排放目標低於二零零五年水平的 43%，並確認其在 2030 年前將可再生電力產量提高到供電量的 82% 的意圖。
2024 年 5 月 14 日發布的「澳大利亞未來製造」預算，強調了該國成為可再生能源超級大國的願景和承諾，以支持精煉、採礦和關鍵礦產加工的脫碳化。預算計劃在未來十年內投資 22.7 億美元，以最大程度地提高轉為淨零的經濟和工業利益。
2024 年 9 月 9 日，澳大利亞眾議院確認並通過參議院修正案 《2024 年庫務法修訂（金融市場基礎設施及其他措施）條例草案》。該條例草案於 2024 年 9 月 17 日獲得皇家同意，並將根據條例引入報告義務 澳大利亞可持續發展報告標準-披露氣候相關財務信息 將於 2024 年第四季由澳大利亞會計準則委員會決定。強制性報告將於 2025 會計年度開始。

披露控制和程序
管理層負責對財務報告（「ICFR」）和披露控制和程序（「DC&P」）建立和維持充足的內部控制。截至 2024 年 9 月 30 日止的三個月和九個月內，我們支持和執行我們的 ICFR 和 DC&P 的大多數員工繼續以混合式基礎工作。本公司已對辦公室內和遠程工作實施適當的控制和監督。對我們內部控制項的設計和性能的影響極少。
ICFR 是一種框架，旨在針對財務報告的可靠性和根據 IFRS 為外部目的準備未經審核中期簡明合併財務報表提供合理的保證。管理層已使用《天橋委員會贊助組織委員會》（2013 年框架）發出的內部控制 — 綜合框架，評估該公司的 ICFR 的有效性。
DC&P 是指控制和其他程序，旨在確保我們根據證券法例提交或提交的報告中所需要披露的資料在適用證券法例所指明的時間內記錄、處理、總結和報告。DC&P 包括但不限於的控制和程序，旨在確保本公司根據適用證券法例提交或提交的報告中所需要披露的資料是累積的，以及
在適當情況下通知管理層，包括我們的行政總裁和財務總裁，以便有關我們所需披露的及時決定。
ICFR 和 DC&P 架構一起提供對財務報告和披露的內部控制。在設計和評估我們的 ICFR 和 DC&P 時，管理層認為，任何控制和程序，無論設計和運行多麼好，都只能提供合理的保證實現所需的控制目標，因此不能防止或檢測所有錯誤陳述，並且管理層必須在評估和實施可能的控制和程序時應用其判斷。此外，ICFR 的有效性存在，由於條件變化，控制可能會變得不足，或遵守政策或程序的程序可能會變更的風險。
管理層在我們的行政總裁兼財務總裁的參與評估，截至本 MD&A 所涵蓋的期間結束時，我們的 ICFR 和財務總監結果出現，截至 2024 年 9 月 30 日，本署涵蓋的期間結束時，我們的 ICFR 和 DC&P 已有效。

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關鍵術語詞彙表
調整的可用性
當經濟狀況存在時，可用性會調整，例如計劃的例行和主要維護活動，以最大程度地減少開支。在高價格環境中，實際停電時間表會改變，以加速發電單元的恢復服務。
艾伯塔省電氣系統操作員（AESO）
艾伯塔省互聯電力系統的獨立系統運營商和監管機構。
艾伯塔省水力資產
該公司的水電資產由全資子公司 TransAlta 再生能源股份有限公司所擁有。這些資產位於艾伯塔省，包括巴里爾、貝爾斯普、瀑布、鬼、馬蹄、間湖、卡納納斯基斯、波卡特拉、倫德爾、斯普雷、三姐妹、比霍恩和布拉索水力設施。
艾伯塔溫泉
該部分包括我們桑丹斯和基菲爾斯站點的傳統和已轉換的發電單元，並包括海韋爾礦山。
輔助服務
根據定義 電力公用事業法「輔助服務」是必須確保互連的電力系統以提供滿意水平的服務，以及可接受的電壓和頻率等級運行的服務。
自動購買股份計劃 (ASPP)
ASPP 旨在促進 NCIB 下購回普通股，包括在由於監管限制或自行制定的停電期而公司通常不允許進行購買的時候。
可用性
不論發電單位是否實際發電，無論發電單位是否實際發電，均以一天 24 小時、每年 365 天的連續運作百分比表示的時間測量。
容量
發電設備的額定連續負載能力（以兆瓦特表示）。
共產
產生用於工業、商業、加熱或冷卻用途的電力和其他形式的有用熱能（例如熱能或蒸汽）的發電設施。
德拉特
降低發電設施或單元的額定電力能力。
披露控制和程序（DC&P）
指旨在確保本公司提交的報告或根據證券法例提交的報告中所需要披露的資料，在適用證券法例所指明的時間範圍內記錄、處理、彙總和報告的管制和其他程序。DC&P 包括但不限於的控制和程序，旨在確保本公司根據適用證券法例所提交或提交的報告中所需要披露的資料，會累積並通知管理層，包括行政總裁和財務總裁，以及時決定有關必要披露的情況。
派遣最佳化
在市場價格低的期間，本公司可選擇不從熱力車隊生產電力，並將其對沖或合約頭寸獲利。
經濟派遣
在經濟實惠的情況下，才能履行合同義務的購買力。
可兌換債券
2019 年 5 月 1 日，布魯克菲爾德投資 3 億美元，以換取 2039 年 5 月 1 日到期的 7% 無抵押次級債券。

可兌換優先股
2020 年 10 月 30 日，布魯克菲爾德投資 4 億美元至本公司，換取可贖回的首選優先股（第 I 系列）。第 I 系列優先股被視為流動債務，而可兌換優先股息將作為利息支出報告。
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可兌換證券
2019 年 3 月 22 日，該公司簽訂投資協議，其中 Brookfield 再生合作夥伴或其附屬公司（統稱「Brookfield」）同意通過購買可兌換證券在 TransAlta 投資 750 億美元，該證券可以在未來兌換為 TransAlta 亞伯達省亞伯達水力資產的多倍價值（「交換期權」）。
不可抗力
字面意味著「更大的力量」。如果某一方無法預見事件超出該方控制的情況，這些條款可以免除該方履行其在合約下的義務，則該條款可以免責。
自由現金流 (FCF)
代表可用於投資於增長計劃、對債務進行定期償還本金、償還到期的債務、支付普通股息或購回普通股息的現金數量。金額計算為公司通過其營運所產生的現金（營運現金）減去公司用於購買改善或維護長期資產以提高公司效率或能力（資本支出）的資金。
營運資金（FFO）
代表營運活動產生的現金代表代表在營運資金變化之前產生的現金代表，並提供與先前期間的結果相比評估現金流趨勢的能力。金額計算為營運資金變化前經營活動的現金流量，並根據本公司認為不代表營運持續現金流的交易和金額進行調整。
千焦耳 (GJ)
能源行業常用的公制能量單位。一 GJ 等於 947,817 英國熱單位（「Btu」）。一 GJ 也等於 277.8 千瓦小時（「千瓦時」）。
千瓦特 (GW)
一個等於 1,000 兆瓦的電力量測量。
千瓦小時 (兆瓦時)
一種用電量的量度，相當於一小時內使用 1,000 兆瓦的電力。
溫室氣體 (溫室氣體)
具有能在大氣中保持熱量的氣體，包括水蒸汽，二氧化碳，甲烷，氧化氮，氫氟碳和全氟碳。
國際化學分子
對財務報告的內部控制。
國際財務報告準則
國際財務報告標準。
國際貿易中心
投資稅抵免（「ITC」）是針對某些類型的合格清潔電力項目投資的聯邦所得稅抵免。
兆瓦 (兆瓦)
一個等於 1,000,000 瓦的電力量測量。
兆瓦小時 (兆瓦時)
一種用電量測量，相當於一小時內使用 1,000,000 瓦功率。
商人
用於描述未經合約且暴露於市場定價的資產的術語。
NCIB
普通課程發行人出價。
我和
操作、維護和管理成本。
其他水力資產
該公司的水電資產位於安大略省不列顛哥倫比亞省，並由 TransAlta 再生能源所擁有的資產，包括泰勒、貝利河、沃特頓、聖瑪麗、上馬奎姆、平斯頓、博恩克里克、阿科萊克斯、拉格奇特、米塞馬、加萊塔和 Moose Rapids 設施。
計劃中斷
定期計劃停機發電單元，以進行重大維護和維修。持續時間通常以星期為單位。從單元關機到重新啟動裝置的時間測量。
電力購買協議
為 PPA 買家出售電能的長期商業協議。
公司及電子
物業、工廠及設備

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大學科根
該公司擁有 50.01％ 的 TransAlta Cogeneration LLC（「TA Cogen」），該公司擁有、經營或擁有一系列共發設施組合的權益，包括三個天然氣燃燒的共發設施（渥太華、溫莎和薩斯喀徹溫堡）和一個天然氣燃氣設施（Sheerness）。
期間設施
我們銀行集團提供的 4 億美元定期設施，於 2025 年 9 月 7 日到期，浮動利率因選擇的選項而有所不同（例如加拿大優惠和銀行家的接受）。
渦輪機
用於從流體的流體（如水，蒸汽或熱氣體）的能量產生旋轉機械功率的機器。渦輪機通過脈衝和反應原理或兩者的混合物將流體的動能轉換為機械能。
未計劃中斷
由於意外故障導致發電單元關閉。
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