管理层的讨论与分析

本管理层日期为2021年7月28日的讨论与分析(MD&A)旨在使读者能够评估AltaGas有限公司(“AltaGas”、“公司”或“公司”)截至2021年6月30日的三个月和六个月的运营、流动性和资本资源的结果。本MD&A应与AltaGas截至2021年6月30日的三个月和六个月的未经审计的简明中期综合财务报表及其附注以及截至2020年12月31日的年度的经审计的综合财务报表和MD&A一并阅读。

合并财务报表和比较信息是根据美国(U.S.)公认会计原则(美国公认会计原则)和加元，除非另有说明。在本MD&A中，除非另有说明，否则GAAP指的是美国GAAP，美元指的是加元。

本MD&A中使用的缩写、首字母缩写和大写术语在本MD&A中的含义与截至2020年12月31日的年度或截至2020年12月31日的年度的MD&A中的这些术语或截至2020年12月31日的年度的年度信息表格中的术语具有相同的含义。

本MD&A包含前瞻性信息(前瞻性陈述)。诸如“预期”、“预期”、“将”、“继续”、“估计”、“增长”、“计划”、“可能”等词语以及暗示未来事件或未来业绩的类似表述，如与公司或公司的任何附属公司有关，都是为了识别前瞻性陈述。特别是，本MD&A包含有关业务目标、预期增长、运营结果、业绩、业务项目和机会以及财务结果等方面的前瞻性陈述。具体地说，本文中包括的前瞻性陈述包括但不限于以下陈述：SEMCO EWR计划下的预期支出；预计年度合并规格化EBITDA约为1.475美元至15.25亿美元；预计2021年规格化每股收益约为1.6美元至1.8美元；预计公用事业公司将贡献2021年规格化EBITDA的52%；公用事业部门和中游部门的预期增长水平和驱动因素；对公司规格化EBITDA的预期较低预计增长将抵消2020年完成的资产出售的全年影响和2021年WGL大宗商品业务的影响造成的EBITDA损失；估计平均约为9%, 500bbls/d的天然气液体(NGL)在对冲活动之前将暴露于裂解价差；计划在未来几年通过收费安排支持RIPET越来越大的年度产能；预计2021年净资本支出为9.1亿美元；预计2021年资本支出的部门分配；预计增长资本将通过内部产生的现金流和现有承诺信贷安排的正常借款提供资金；增长资本项目的预期成本、完工和启用日期；增长资本项目的预期时间新冠肺炎监管命令在公用事业部门的现状和影响；与新冠肺炎疫情相关的潜在风险和影响；营运资金的预期资金来源；股息的支付；会计政策的未来变化和采用新的会计准则。

这些陈述涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，这些风险、不确定性和其他因素可能导致实际结果、事件和成就与此类陈述明示或暗示的大不相同。这些陈述反映了AltaGas公司在发表声明时基于某些重要因素和假设的当前预期、估计和预测。重大假设包括：预计在2021年结束的资产出售，有效税率，美元/加元汇率，新冠肺炎大流行的影响，融资举措，丙烷价格差异，学位日与正常水平的差异，养老金贴现率，每个行业相关业务的表现，对冲计划的影响，大宗商品价格，天气，裂缝价差，获得资本的机会，监管批准的时间和接收，计划内和计划外的工厂停电，新项目和收购和剥离活动的投入使用日期的时间，运营费用，回报

AltaGas的前瞻性声明会受到某些风险和不确定性的影响，可能会导致结果或事件与当前预期的不同，这些风险和不确定性包括但不限于：与新冠肺炎有关的风险；健康和安全风险；与石油天然气整合有关的风险；运营风险；监管风险；网络安全、信息和控制系统；诉讼风险；与气候有关的风险，包括碳定价；法律变化；政治不确定性和内乱；基础设施风险；服务中断；退役、废弃和开垦成本；声誉风险；天气数据；土著土地和权利。一般经济状况；内部信用风险；外汇风险；债务融资、再融资, 和偿债风险；利率；技术系统和流程事件；对某些合作伙伴的依赖；增长战略风险；建设和开发；石油产品运输；AltaGas业务竞争的影响；交易对手信用风险；市场风险；组合风险；抵押品；代表协议；美国联邦政府预算拨款的延迟；普通股和其他证券的市值；股息的变异性；可能出售额外股份；产能；天然气供应风险；风险管理成本和限制；保险不足和未保险的损失；与监管部门批准收购有关的承诺。这些因素包括：提供退休计划福利的成本；劳资关系；关键人员；服务提供商的失败；遵守萨班斯-奥克斯利法案第404(A)条的情况；以及在公司截至2020年12月31日的年度信息表中“风险因素”标题下讨论并在AltaGas的其他持续披露文件中陈述的其他因素。

许多因素可能导致AltaGas或任何特定业务部门的实际结果、业绩或成就与本MD&A中描述的不同，包括但不限于上面列出的那些以及它们所基于的假设被证明是不正确的。这些因素不应被解释为包罗万象。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者前瞻性陈述中的假设被证明是不正确的，实际结果可能与本MD&A中描述的预期、计划、预期、相信、寻求、建议、估计、预测、预期、预测或目标中描述的结果大不相同，因此不应过度依赖本MD&A中包含的前瞻性陈述。任何一种假设、风险、不确定性或其他因素对特定前瞻性陈述的影响不能确定，因为它们是相互依赖的，AltaGas未来的决策和行动将取决于管理层(管理层)在相关时间对所有信息的评估。此类声明仅在本MD&A发布之日发表。除非法律要求，否则AltaGas不打算也不承担任何义务更新这些前瞻性声明。本MD&A中包含的前瞻性陈述明确地受到这些警告性声明的限制。

本MD&A中包含的有关预期财务业绩、财务状况或现金流的财务展望信息基于对未来事件的假设，包括经济状况和建议的行动方案，基于AltaGas Management对现有相关信息的评估。请读者注意，本MD&A中包含的此类财务展望信息不得用于本文披露以外的其他目的。

有关AltaGas公司的更多信息，包括季度和年度MD&A和综合财务报表、年度信息表和新闻稿，可通过AltaGas公司的网站www.altagas.ca或SEDAR网站www.sedar.com获得。

AltaGas业务概述和组织结构

AltaGas是北美领先的能源基础设施公司，将天然气和天然气液体(NGL)连接到国内和全球市场。该公司经营多元化、低风险、高增长的公用事业和中游业务，专注于为其利益相关者提供弹性和持久的价值。

在该公司的公用事业部门中，AltaGas拥有并运营受费率管制的公用事业资产，向美国五个司法管辖区(弗吉尼亚州、马里兰州、密歇根州、哥伦比亚特区和阿拉斯加)的170万最终用户提供天然气。该细分市场的主要重点是为客户提供安全、可靠和负担得起的能源，为他们的家庭和工作场所供暖和供电，以便进行日常生活。这一部门为AltaGas提供了稳定的收益和现金流，该公司公用事业公司的客户中约有70%是住宅客户，其余的是商业和工业用户。

在AltaGas的中游业务中，该公司拥有和运营大量大型能源基础设施资产，主要集中在：1)收集、加工原始天然气生产，并将其分馏成管道质量的天然气和NGL；以及2)将天然气和NGL连接到国内和全球下游市场。这包括AltaGas在北美西海岸运营两个大型液化石油气出口终端，将丙烷和丁烷运往关键的亚洲市场。

AltaGas的业务由本公司及其若干子公司经营，包括但不限于AltaGas

服务(美国)AltaGas Utility Holdings(美国)WGL控股公司(WGL)、Wrangler 1 LLC、Wrangler SPE LLC、华盛顿天然气资源公司、WGL能源服务公司(WGL Energy Services)和SEMCO控股公司；在公用事业业务方面，华盛顿天然气照明公司(Washington Gas)、汉普郡天然气公司(Hampshire Gas Company)和SEMCO能源公司(Semco)；在中游业务方面，AltaGas提取和传输有限合伙企业、AltaGas Pipeline Partnership、AltaGas Processing Partnership关于公司/其他部门的剩余资产，AltaGas Power Holdings(美国)WGL Energy Systems，Inc.(WGL Energy Systems)和Blythe Energy Inc.(Blythe)。Semco以SEMCO Energy Gas Company(SEMCO Gas)的名称经营密歇根州天然气分销业务，以ENSTAR天然气公司(ENSTAR)的名称经营阿拉斯加天然气分销业务，并以Cook Inlet Natural Gas Storage Alaska LLC(CINGSA)的名称持有阿拉斯加监管的天然气储存设施65%的权益。在2020年12月15日完成了对Petrogas约37%的权益(收购Petrogas)后，Petrogas Energy Corporation(Petrogas)也被增加为AltaGas的子公司。

第二季度亮点

(规格化EBITDA、规格化运营资金、规格化净收入、净债务和净债务与总资本比率是非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的非GAAP财务衡量标准部分。)

▪在2021年4月23日，AltaGas完成了WGL Midstream大部分大宗商品业务的出售，现金收益约为2.75亿美元，其中包括营运资金调整；

2021年4月9日，马里兰州公共服务委员会(▪of MD)发布了一项最终命令，确认公用事业法法官(PULJ)在华盛顿天然气公司(Washington Gas)最近的费率案中提出的命令，反映出基本费率增加了约1,300万美元。增收于2021年3月26日生效；

▪随着新冠肺炎疫情的持续，AltaGas将继续采取积极措施，有效地为其运营所在司法管辖区不断变化的风险和监管授权做好准备和应对。虽然该公司正在朝着重新整合其工作场所的方向迈进，但AltaGas的做法一直是，并将继续以风险为基础，并以其核心价值为指导。AltaGas员工、客户、承包商和运营社区的健康和安全是重中之重，并已融入AltaGas应对工作的各个方面。到目前为止，新冠肺炎对阿尔塔天然气公司运营的影响微乎其微；

▪标准化EBITDA为2.3亿美元，而2020年第二季度为2.06亿美元；

▪运营现金为8,100万美元(每股0.29美元)，而2020年第二季度为3.37亿美元(每股1.21美元)；

来自运营的▪正常化资金为1.57亿美元(每股0.56美元)，而2020年第二季度为1.41亿美元(每股0.51美元)；

适用于普通股的▪净收入为2,400万美元(每股0.09美元)，而2020年第二季度为2,100万美元(每股0.08美元)；

▪标准化净收入为2,300万美元(每股0.08美元)，而2020年第二季度为1,700万美元(每股0.06美元)；

截至2021年6月30日，▪净债务为76亿美元，而2020年12月31日为82亿美元；

截至2021年6月30日，▪净债务占总资本的比例为50%，而截至2020年12月31日，这一比例为52%。

季度末之后的亮点

▪2021年7月1日，CINGSA向阿拉斯加监管委员会(RCA)提交了一份税率诉讼，寻求批准基于1.05亿美元的税率基数、11.9%的净资产收益率(ROE)和59.99%的股权厚度增加约190万美元的收入；以及

2021年7月1日，▪向MPSC提交了其2022年至2023年减少能源浪费计划，这是一种面向客户的能效计划。Semco计划在2022年和2023年花费约3000万美元用于减少能源浪费，以实现第一年节能约1010万热度的目标。

综合财务审查

(1)非GAAP财务计量；请参阅本MD&A的非GAAP财务计量部分的讨论。

(2)每月宣布的每股普通股股息：2018年12月27日起为0.08美元，2020年12月起增至每股0.0833美元。

(3)加权平均。

截至6月30日的三个月

2021年第二季度的正常化EBITDA为2.3亿美元，而2020年同期为2.06亿美元。2021年第二季度对AltaGas正常化EBITDA产生积极影响的因素包括：Petrogas整合的影响，WGL零售营销业务由于优惠定价而带来的更高的天然气和电力利润率，养老金资产回报率的提高，华盛顿天然气公司2020年马里兰州和哥伦比亚特区费率案件的影响，以及不列颠哥伦比亚省东北部(NEBC)设施的收入增加，这是由于NEBC增长资本项目投入使用，但部分被资产出售的影响所抵消。包括2021年4月出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务以及2020年第三季度出售Pomona Energy Storage Inc.(Pomona)和AltaGas Ripon Energy Inc.(Ripon)、停止为与山谷管道(MVP)相关的建设期间使用的资金提供津贴(AFUDC)、2021年股价上涨导致员工激励计划相关支出增加，以及RIPET的已实现商家利润率(包括套期保值)下降。在截至2021年6月30日的三个月里，加元/美元的平均汇率从2020年同季度的平均1.39降至1.23，导致正常化EBITDA减少了约1400万美元。

2021年第二季度适用于普通股的净收入为2400万美元(每股0.09美元)，而2020年同期为2100万美元(每股0.08美元)。这一增长主要是由于影响正常化EBITDA的相同先前提到的因素，部分抵消了2021年第一季度记录的拨备，原因是2021年4月WGL的大部分大宗商品业务完成出售时持有的待售资产公允价值增加，外汇收益增加，以及WGL Midstream的大部分大宗商品业务的出售收益，但被风险管理合同更高的未实现亏损和更高的折旧和摊销费用部分抵消。

2021年第二季度来自运营的正常化资金为1.57亿美元(每股0.56美元)，而2020年同期为1.41亿美元(每股0.51美元)。这一增长主要是由于利息支出下降，以及之前提到的影响正常化EBITDA的相同因素，但被较高的当期所得税支出部分抵消。

2021年第二季度，AltaGas在2019年出售但在本季度转移给买家的最后一个美国分布式发电项目录得100万美元的税前亏损，出售WGL Midstream大部分大宗商品业务的税前收益为300万美元，其他次要的中游资产出售的税前收益为100万美元。此外，在2021年第二季度，AltaGas记录了1900万美元的部分冲销2021年第一季度记录的拨备，如上所述。2020年第二季度，AltaGas在美国的某些分布式发电项目上录得200万美元的税前收益，这些项目在2019年出售，但在2020年转移给了买家。此外，在

2020年第二季度，AltaGas记录了一笔约300万美元(税后200万美元)的税前拨备，涉及尚未转移给买家的一个剩余的美国分布式发电项目。

2021年第二季度的运营和行政费用为3.47亿美元，而2020年同期为3.11亿美元。这一增长主要是由于纳入了Petrogas在整合后的运营和行政费用，2020年第二季度和第三季度投入使用的NEBC管道项目的成本上升，以及2021年股价上涨导致与员工激励计划相关的支出增加。2021年第二季度的折旧和摊销费用为1.08亿美元，而2020年同期为9300万美元。这一增长主要是由于与2020年第二季度取消确认无形负债有关的摊销调整、投入使用的新资产以及合并后Petrogas资产的摊销费用。2021年第二季度的利息支出为6900万美元，而2020年同期为7100万美元。利息支出的减少主要是由于平均利率下降和加元/美元平均汇率下降，但部分被较高的平均债务余额所抵消。

AltaGas在2021年第二季度记录的所得税支出为300万美元，与2020年同期持平。2021年第二季度记录的当期税收支出为2700万美元，其中包括1800万美元的资产出售税收。

2021年第二季度的正常化净收入为2300万美元(每股0.08美元)，而2020年同期为1700万美元(每股0.06美元)。正常化净收入的增长是由于影响正常化EBITDA的先前提到的相同因素，以及利息支出的降低，但部分被更高的折旧和摊销费用所抵消。2021年第二季度的正常化项目减少了100万美元的正常化净收入，其中包括与收购和处置相关的交易成本、资产拨备的冲销、资产出售收益、非GAAP调整的非控股利息部分以及风险管理合同的未实现亏损等税后金额。2020年第二季度正常化项目减少了400万美元的正常化净收入，其中包括与出售资产收益、与收购和处置相关的交易成本、资产拨备、新冠肺炎相关成本、风险管理合同未实现收益以及投资收益相关的税后金额。有关正常化调整的更多详细信息，请参阅本MD&A的非GAAP财务衡量标准部分。

截至6月30日的六个月

2021年上半年的正常化EBITDA为9.04亿美元，而2020年同期为7.05亿美元。对正常化EBITDA产生积极影响的因素包括：Petrogas整合的影响，2021年第一季度WGL中游公司有利的存储和运输利润率以及更高的存储取款，WGL零售营销业务由于有利的定价而产生的更高的天然气和电力利润率，更高的养老金资产回报率，更快的管道更换计划支出带来的更高收入，华盛顿天然气公司2020年马里兰州和哥伦比亚特区费率案件的影响，RIPET的出口量增加，以及NEBC设施的收入增加，这是由于NEBC增长的资本项目投入使用，部分抵消了这一影响Pomona和Ripon，以及与MVP相关的AFUDC的停止，与员工激励计划相关的费用因2021年股价上涨而增加，RIPET的已实现商家利润率(包括套期保值)下降，以及NGL营销利润率下降。2021年上半年，加元/美元平均汇率从2020年同期的平均1.37降至1.25，导致归一化EBITDA减少约3200万美元。

2021年上半年适用于普通股的净收入为3.61亿美元(每股1.29美元)，而2020年同期为4.84亿美元(每股1.73美元)。减少的主要原因是没有出售ACI的收益，以及与某些分布式发电项目有关的收益，这些收益在#年第一季度转移给了买方。

与出售WGL Midstream大部分商品业务有关的拨备、较低的风险管理合同未实现收益和较高的折旧费用被先前提及的影响正常化EBITDA的相同因素、Petrogas合并导致的适用于非控股权益的净收入增加、股权投资没有摊薄亏损、WGL Midstream大部分商品业务的出售收益以及所得税支出减少部分抵消。

2021年上半年的正常化运营资金为7.41亿美元(每股2.65美元)，而2020年同期为5.62亿美元(每股2.01美元)。增长的主要原因是与正常化EBITDA相同的驱动因素和较低的利息支出，但部分被较高的当期所得税支出所抵消。

2021年上半年，AltaGas在资产处置上录得约400万美元的税前收益，与前面提到的2021年第二季度记录的损益相关。此外，在2021年上半年，AltaGas记录的税前拨备约为5700万美元(税后4600万美元)，主要与出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务有关。2020年上半年，AltaGas在处置资产方面录得约2.15亿美元的税前收益。这主要包括出售AltaGas在ACI的股权投资的收益2.06亿美元，以及与某些分布式发电项目相关的约900万美元，这些项目已于2020年上半年转移给买方。此外，在2020年上半年，AltaGas录得约500万美元(税后200万美元)的税前拨备，主要与2020年第二季度记录的上述拨备和位于Harmattan天然气加工厂附近的地块有关，这些地块于2020年第二季度出售。

2021年上半年的运营和行政费用为7.13亿美元，而2020年同期为6.49亿美元。这一增长主要是由于纳入了Petrogas在整合后的运营和行政费用，2020年第二季度和第三季度投入使用的RIPET和NEBC管道项目活动增加导致的成本增加，以及2021年股价上涨导致与员工激励计划相关的支出增加。2021年上半年的折旧和摊销费用为2.06亿美元，而2020年同期为1.98亿美元。增加的主要原因是合并后Petrogas资产的摊销费用、投入使用的新资产以及与2020年第二季度取消确认的无形负债相关的摊销调整，但这部分被美国中游摊销减少和与Petrogas收购相关的购买价格分配调整的摊销所抵消。2021年上半年的利息支出为1.39亿美元，而2020年同期为1.41亿美元。这一下降主要是由于平均利率下降和加元/美元平均汇率下降，但部分被较高的平均债务余额所抵消。

AltaGas在2021年上半年记录的所得税支出为1.05亿美元，而2020年同期为1.35亿美元。税费减少的主要原因是2021年上半年所得税前收入下降。2021年上半年记录的当前税收支出约为5700万美元，其中包括1800万美元的资产出售税收。

2021年上半年的正常化净收入为3.84亿美元(每股1.37美元)，而2020年同期为2.37亿美元(每股0.85美元)。这一增长主要是由于之前提到的影响正常化EBITDA的相同因素，但部分被更高的折旧和摊销费用所抵消。2021年上半年的正常化项目增加了2300万美元的正常化净收入，其中包括与出售资产收益、与收购和处置相关的交易成本、重组成本、资产拨备、非GAAP调整的非控股利息部分以及风险管理合同的未实现收益相关的税后金额。2020年上半年的正常化项目减少了2.47亿美元的正常化净收入，其中包括与出售资产收益、与收购和处置相关的交易成本、重组成本、资产拨备、权益法计入的投资拨备、股权投资稀释损失、新冠肺炎相关成本、风险管理合同未实现收益以及投资亏损相关的税后金额。有关正常化调整的更多详细信息，请参阅本MD&A的非GAAP财务衡量标准部分。

2021年展望

2021年，AltaGas预计将实现年度合并正常化EBITDA约为1.475美元至15.25亿美元，正常化每股收益约为1.65美元至1.8美元，假设有效税率约为22%。

公用事业部门预计将贡献正常化EBITDA的约52%，增长主要受到以前解决的费率案例的收入增长、加速资本更换计划的支出增加、哥伦比亚特区和马里兰州新费率的影响、正在进行的运营成本优化活动以及客户的温和增长的推动。中游业务的预期增长，主要是由于Petrogas业务的整合和优化，RIPET出口量的增加，WGL中游第一季度有利的存储价格和运输利润率，以及NEBC设施产量的增加，预计将被2018年签订并于2021年生效的混合和延长合同的影响，以及2021年4月出售WGL中游大部分大宗商品业务的影响部分抵消。中游部门的收益大约有55%是通过采掘和加工设施的按需付费、服务成本和服务费合同以及出口设施的通行费协议来支撑的。公司/其他部门(包括阿尔塔天然气剩余的电能实业)的正常化EBITDA预计2021年将较低，主要原因是2020年完成的资产出售，以及2021年股价上涨导致与员工激励计划相关的费用增加。预计整体增长将抵消2020年完成的资产出售和2021年出售WGL Midstream大宗商品业务的全年影响造成的正常化EBITDA损失。

总体预测的正常化EBITDA和正常化每股收益包括围绕美元/加元汇率的最新假设。新冠肺炎疫情对阿尔塔天然气业务部门的影响预计不会像2020年那么明显。在每个细分市场中，基础业务的表现可能会有所不同。与AltaGas目前假设的任何差异都可能影响预测的正常化EBITDA和正常化每股收益。请参阅本MD&A的风险管理部分，进一步讨论新冠肺炎疫情给阿尔塔天然气公司带来的风险。

AltaGas估计，在对冲活动之前，平均每天约有9500桶NGL暴露在裂解价差中。AltaGas计划通过积极的对冲计划管理2021年暴露在裂缝中的NGL数量，目前对2021年的对冲比例约为95%。

在RIPET和芬代尔，天然气价格利润率通过AltaGas的全面对冲计划得到保护。对于RIPET和芬代尔的收费安排下预计不会收缩的丙烷和丁烷交易量，目前约60%的丙烷和丁烷交易量在FEI与北美指数之间进行了财务对冲，丙烷和丁烷价差平均约为14美元/桶。当与设施的通行费总量结合在一起时，这相当于大约70%的预测出口量被收取通行费和/或进行财务对冲。正如过去披露的那样，AltaGas计划管理出口设施，使越来越多的年产能将通过收费安排来支撑，并预计在未来几年内实现这一目标。

灵敏度分析

AltaGas的财务表现受到大宗商品价格、汇率和天气变化等因素的影响。下表说明了这些关键变量对AltaGas 2021年预期归一化EBITDA的大致影响：

(1)学位日-公用事业与SEMCO Gas、ENSTAR和哥伦比亚特区服务区相关。度日是衡量寒冷程度的一项指标，每天的平均气温都在65华氏度以下，这就是衡量寒冷程度的标准。特定时期的学位日数是SEMCO Gas前15年、ENSTAR前10年和Washington Gas前30年的平均学位日数。

(2)敏感度是扣除现有套期保值后的净值。利差变化对正常化EBITDA的影响将有所不同，目前正通过积极的对冲计划进行管理。

成长资本

根据目前正在审查、开发或建设的项目，AltaGas预计2021年的净资本支出约为9.1亿美元。预计大部分资本支出将集中在公用事业平台内的项目上，这些项目预计将实现稳定和透明的利率基数增长和强劲的风险调整回报。公用事业部门预计将占总资本支出的80%至85%，中游部门预计占15%至20%，公司/其他部门预计将占其余部分。2021年，AltaGas公用事业部门的资本支出将主要集中在加速管道更换计划、客户增长和系统改进上。在中游部分，资本支出预计将主要用于尼格克里克扩建项目的建设、维护和行政资本、现有资产的优化以及新业务的开发。与中游资产相关的维护资本以及公司/其他部门剩余的电能实业预计将占2021年资本支出总额的约3,000万至4,000万美元。该公司继续注重资本效率、有机增长和有纪律的资本配置，同时提高资产负债表的实力和灵活性。

AltaGas的2021年承诺资本计划预计将通过内部产生的现金流和现有承诺信贷安排的正常课程借款提供资金。

增长资本项目更新

下表总结了AltaGas重大增长项目的状况。

(1)这些数额是估计数字，可能会因应不同因素而有所改变。在适当的情况下，这些金额反映了AltaGas在各种项目中所占的份额。

(2)到目前为止的支出反映了从项目开始到2021年6月30日发生的累计支出总额。

(3)公用事业加速更换计划是多阶段的长期项目，其支出由监管机构批准，并以多年为增量进行管理。到目前为止，支出仅包括上述当前计划的金额，不包括之前计划增量下的任何支出。实际提交的监管文件可能与报告的金额不同。

非GAAP财务指标

本MD&A包含对AltaGas使用的某些财务指标的引用，这些指标没有GAAP规定的标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似指标相比较。提醒读者，不应将这些非GAAP衡量标准解释为根据GAAP计算的其他财务绩效衡量标准的替代方案。非GAAP计量及其与GAAP财务计量的对账如下所示。这些非GAAP衡量标准提供了管理层认为对描述AltaGas的经营业绩、流动性和为红利、资本支出和其他投资活动提供资金的能力有意义的额外信息。下面讨论每个非GAAP衡量标准的具体原理以及与之相关的增量信息。

本MD&A中提及的标准化EBITDA、标准化净收入、标准化运营资金、标准化所得税费用、标准化有效所得税税率、净债务和净债务与总资本之比的含义如本节所述。

归一化EBITDA

EBITDA是衡量AltaGas在业务活动融资、资产摊销或收益纳税前的运营盈利能力的指标。EBITDA是根据综合收益表计算的，使用经税前折旧和摊销、利息费用和所得税费用调整后的净收入。

正常化EBITDA包括与收购和处置相关的交易成本、风险管理合同的未实现亏损(收益)、资产出售收益、重组成本、股权投资稀释亏损、新冠肺炎相关成本、资产拨备(拨备的冲销)、外汇收益以及与资产报废义务相关的增值费用的额外调整。AltaGas提出标准化EBITDA作为补充措施。管理层使用标准化EBITDA来加强对AltaGas公司各时期收益的了解。该指标经常被分析师和投资者用来评估行业内的实体，因为它排除了实体之间可能有很大差异的项目，这取决于所选择的会计政策、资产的账面价值和资本结构。

归一化净收入

正常化净收益代表适用于普通股的净收入，经与收购和处置相关的交易成本、非公认会计准则调整的非控股权益部分、风险管理合同的未实现亏损(收益)、投资损失(收益)、出售资产收益、资产拨备(拨备逆转)、权益法核算的投资拨备、重组成本、股权投资稀释亏损和新冠肺炎相关成本的税后影响进行调整后的净收入。管理层使用标准化净收入来增强AltaGas收益的可比性，因为它反映了AltaGas业务活动的基本表现。

来自运营的标准化资金

(一)不包括非现金金额。

正常运营资金用于协助管理层和投资者分析公司的流动性。管理层使用这一衡量标准来了解为资本投资、偿还债务、支付股息和其他投资活动产生资金的能力。

运营资金根据合并现金流量表计算，定义为在运营资产和负债净变化以及为清偿资产报废义务而发生的支出之前的运营现金。

运营正常化资金是根据运营现金计算的，并根据当期运营资产和负债的变化以及与收购和处置相关的交易和融资成本、新冠肺炎相关成本和重组成本等与运营相关的费用(扣除当期税金)进行了调整。

不应将业务资金和列报的业务标准化资金视为业务现金或根据公认会计原则计算的其他现金流量计量的替代办法。

归一化所得税费用

标准化所得税支出是指根据与收购和处置相关的交易成本、风险管理合同的未实现亏损(收益)、出售资产的收益、资产拨备(拨备的冲销)以及权益法核算的投资拨备的税收影响调整后的所得税支出。管理层使用这一衡量标准是为了提高所得税对AltaGas收益影响的可比性，因为它反映了AltaGas业务活动的基本表现，并向分析师和投资者提供了这一视角。

净债务和净债务与总资本之比

公司使用净债务和净债务与总资本之比来监测其资本结构和融资需求。它也被用来衡量该公司的整体财务实力，旨在向分析师和投资者提供这一视角。净债务被定义为短期债务(不包括为建设某些能源管理服务项目而获得的第三方项目融资)，加上长期债务的当期和长期部分，减去现金和现金等价物。总资本的定义是净债务加上股东权益和非控股权益。有关这些非GAAP措施的更多信息，可以在本MD&A的资本资源部分找到。

补充计算

归一化EBITDA与归一化净收益的对账

下表提供了归一化EBITDA与归一化净收入的补充对账。这两项非公认会计准则的衡量标准此前都已与上一节中的相关公认会计原则财务衡量标准进行了调整。这些补充信息是作为补充信息提供的，以帮助分析师和投资者将正常化EBITDA与正常化净收入进行比较，并不打算替代与最接近的可比GAAP衡量标准的核对。读者不应过分依赖这种补充调节。

归一化有效所得税率的计算

下表提供了根据归一化净收入和归一化所得税费用计算归一化有效所得税税率的方法。这两项非公认会计原则的衡量标准以前都与上一节中的相关公认会计原则衡量标准进行了调整。这一补充计算是作为补充信息提供的，以帮助分析师和投资者将标准化所得税支出与标准化净收入进行比较，并不打算替代与最接近的可比GAAP衡量标准的对账。读者不应过分依赖这种补充计算。

(1)计算方法为标准化所得税费用除以标准化税前净收入。

按报告细分的运营结果

(1)非GAAP财务计量；请参阅本MD&A的非GAAP财务计量部分的讨论。

公用事业

营运统计数字

(1)bcf为10亿立方英尺。

(2)服务场所反映公用事业的所有服务场所，包括交通运输和非管制业务线。

(3)摄氏度日是以有关日间平均气温低於65华氏度而每日厘定的寒冷程度的量度单位。特定期间的学位天数是通过将该期间的每一天发生的学位天数相加来确定的。特定时期的正常学位日数是SEMCO Gas前15年、ENSTAR前10年和Washington Gas前30年的平均学位日数。

(4)在华盛顿天然气公司的某些司法管辖区(弗吉尼亚州和马里兰州)，都有收费机制，旨在消除天气和其他因素(如环保)造成的客户使用量变化的影响。在哥伦比亚特区，没有天气正常化计费机制，华盛顿天然气公司也没有对冲来抵消天气的影响。因此，天气变冷或变暖都会导致财务业绩出现差异。

2021年第二季度，与2020年同期相比，AltaGas的公用事业部门在SEMCO经历了更温暖的天气，在ENSTAR经历了更冷的天气，在华盛顿天然气经历了更温暖的天气。

2021年上半年，与2020年同期相比，AltaGas的公用事业部门在SEMCO和ENSTAR经历了更温暖的天气，在华盛顿天然气经历了更冷的天气。

由于客户群的增长，2021年6月30日的服务站点比2020年6月30日增加了约9,000个站点。

2021年第二季度，美国天然气零售量为9887Mmcf，而2020年同期为11419Mmcf。这一下降的主要原因是与2020年同季度相比，利用率较低。2021年第二季度，美国零售量为3,201 GWh，而2020年同期为3,151 GWh。这一增长主要是由于消费增加和业务服务的客户增加所致。

2021年上半年，美国天然气零售量为34,583 Mmcf，而2020年同期为33,336 Mmcf。这一增长主要是由于2021年上半年与2020年同期相比天气较冷。2021年上半年，美国零售量为6,449GWh，而2020年同期为6,662GWh。这一下降主要是由于新冠肺炎的影响，但被该业务服务的客户增加部分抵消。

截至6月30日的三个月

公用事业部门标准化EBITDA在2021年第二季度为9900万美元，而2020年同期为8000万美元。归一化EBITDA的增长主要是由于WGL零售营销业务的天然气和电力利润率上升的影响，这是因为有利的定价，养老金资产的更高回报，华盛顿天然气公司2020年马里兰州和哥伦比亚特区费率案的影响，以及没有与2019年弗吉尼亚州费率案相关的2020年费率退款调整，加速管道更换计划支出的收入增加，滞纳金的继续征收，以及阿拉斯加天气变冷，部分被美元疲软，一般和行政费用增加，以及密歇根州和密歇根州天气变暖所抵消

截至6月30日的六个月

公用事业部门报告称，2021年上半年归一化EBITDA为4.71亿美元，而2020年同期为4.49亿美元。归一化EBITDA的增长主要是由于WGL零售营销业务的天然气和电力利润率较高，原因是定价有利，养老金资产回报率较高，加快管道更换计划支出的收入增加，华盛顿天然气公司2020年马里兰州和哥伦比亚特区费率案件的影响，哥伦比亚特区天气变冷，以及客户增长，但部分被美元走弱，弗吉尼亚州2020年费率调整，一般和行政费用上升，2020年出售ACI的影响，以及阿拉斯加和密歇根州天气转暖的影响所抵消

2020年上半年，公用事业部门通过处置ACI确认了2.06亿美元的税前收益。

案例更新率

新冠肺炎相关订单

其他监管更新

2021年7月1日，SEMCO提交了其2022-2023年减少能源浪费(EWR)计划，这是一种面向客户的能效计划，供MPSC批准。Semco计划在2022年和2023年花费约3000万美元用于减少能源浪费，以实现第一年节能约1010万热度的目标。

中游

营运统计数字

(1)该期间的平均值。

(2)NGL体积指丙烷、丁烷及凝析油。

(3)已实现的裂解价差或NGL利润率以每桶NGL的美元表示，计算方法是该部门在裂解价差敞口交易量期间记录的销售额加上在该期间结算的裂解套期保值减去开采溢价后的结算值除以该期间产生的裂解风险敞口总量。

(4)平均现货裂解价差或NGL利润率(以美元/桶NGL表示)是指AltaGas在计入套期保值之前，丙烷、丁烷和凝析油减去提取溢价后收到的平均销售价格除以该期间各自的裂解价差暴露体积。

(5)FEI和Mont Belvieu Tet商业指数之间的丙烷平均价差。

(6)FEI和Mont Belvieu Tet商业指数之间的丁烷平均价差。

在截至2021年6月30日的三个月里，RIPET出口到亚洲的丙烷量平均为44,973桶/日，而2020年同期为41,460桶/日。2021年第二季度有7批完整发货，而2020年同期为7批。RIPET出口量增加是因为每批货物的平均丙烷量增加。芬代尔的丙烷和丁烷出口量平均为45133桶/日，在截至2021年6月30日的三个月里，有8批货物运往亚洲。

在截至2021年6月30日的6个月里，RIPET出口到亚洲的丙烷量平均为47,828桶/日，而2020年同期为38,301桶/日。2021年上半年有15批完整发货，而2020年同期为13批。RIPET出口量和出货量的增加是现货市场上销售的货物数量增加的结果。在截至2021年6月30日的6个月里，芬代尔的丙烷和丁烷出口量平均为39,970桶/日，其中14批运往亚洲。

与2020年同期相比，2021年第二季度的进气加工量增加了160Mmcf/d。2021年第二季度进口天然气加工量增加的原因是汤森德深度切割设施(Townsend Deep Cut)的进气量增加(该设施于2020年5月投入使用)，以及提取和戈登代尔(Gordondale)设施的进气量增加。

与2020年同期相比，2021年上半年的进气加工量增加了147Mmcf/d。2021年上半年进口天然气加工量增加的原因是汤森深度切割设施的进气量增加，以及提取和戈登代尔设施的进气量增加。

与2020年同期相比，2021年第二季度的平均乙烷产量增加了2168桶/日，而平均提取的NGL产量增加了7124桶/天。较高的乙烷体积是提取设施中额外收缩的乙烷体积的结果。提取的NGL数量增加是由于汤森深度切割设施的额外提取NGL数量和提取设施的进口数量增加所致。

与2020年同期相比，2021年上半年的平均乙烷产量增加了2675Bbls/d，而平均提取的NGL数量增加了6325Bbls/d。较高的乙烷体积是提取设施中额外收缩的乙烷体积的结果。提取的NGL数量增加是由于汤森深度切割设施的额外提取NGL数量和提取设施的进口数量增加所致。

与2020年同期相比，2021年第二季度的分馏量增加了7259Bbls/d。更高的分馏量是由于北松的扩建，汤森德深度切割设施的额外液体量，以及哈马坦更高的入口导致的更高的分馏量。

与2020年同期相比，2021年上半年的分馏量增加了7383Bbls/d。更高的分馏量是由于北松扩建和汤森德深度切割设施提供的额外液体量造成的。

截至2021年6月30日的天然气优化库存为1.3bcf(2020年12月31日-39.3bcf)。这一减少主要是由于WGL Midstream在2021年4月出售了大部分大宗商品业务。

截至6月30日的三个月

2021年第二季度，中游业务报告正常化EBITDA为1.42亿美元，而2020年同期为1.11亿美元。2021年第二季度标准化EBITDA的增长主要是由于Petrogas整合的影响，由于艾伯塔省电价上涨，哈马坦热电厂的收益增加，RIPET的出口量增加，分馏和液体处理收入增加，以及NEBC增长项目投入使用，NEBC设施的加工量增加。这些被与MVP相关的AFUDC的停止，RIPET(包括对冲)的已实现商家利润率下降，Gordondale与2018年签订并于2021年生效的混合和延伸合同相关的合同资产摊销，以及出售WGL的大部分大宗商品业务的影响部分抵消。

2021年第二季度，中游部门通过出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务确认了300万美元的税前收益，并确认了其他次要资产出售的100万美元的税前收益。此外，在2021年第二季度，中游部分录得1900万美元的部分冲销2021年第一季度记录的拨备。这是由于WGL Midstream交易于2021年4月完成时持有的待售资产净额的公允价值增加。

截至6月30日的六个月

2021年上半年，中游业务报告正常化EBITDA为4.46亿美元，而2020年同期为2.31亿美元。2021年上半年归一化EBITDA的增长主要是由于Petrogas整合的影响，该整合在Petrogas收购完成后进行了整合，有利的储存和运输利润率以及2021年第一季度WGL中游公司更高的储存提款，RIPET的出口量增加，分馏和液体处理收入增加，NEBC设施的加工量增加，因为NEBC增长项目投入使用，由于艾伯塔省电价上涨，哈马坦热电厂的收益增加，实现了更高的收益这些被以下因素部分抵消：与MVP相关的AFUDC的停止，RIPET的已实现商家利润率下降(包括对冲)，与2018年签订并于2021年生效的混合和延长合同相关的Gordondale合同资产的摊销，不利的NGL营销利润率，以及出售WGL的大部分大宗商品业务的影响。

2021年上半年，中游部门确认了大约400万美元的资产处置税前收益，这些资产与前面提到的出售WGL中游的大部分大宗商品业务和其他次要资产出售有关。此外，在2021年上半年，中游业务确认的税前拨备约为5700万美元(税后4600万美元)，主要与出售WGL中游的大部分大宗商品业务有关。2020年上半年，中游业务确认了一笔约200万美元的税前拨备，涉及位于哈马坦天然气加工厂附近的地块。

中游限制语

(1)不包括基差。

公司/其他

截至6月30日的三个月

在公司/其他部门，2021年第二季度的正常化EBITDA为亏损1100万美元，而2020年同期的收益为1500万美元。这一减少主要是由于2021年股价上涨导致与员工激励计划相关的费用增加。

2021年第二季度，公司/其他部门确认了美国剩余的最后一个分布式发电项目的税前亏损100万美元，该项目于2019年出售，但在本季度转移给了买家。在2020年第二季度，公司/其他部门确认了美国某些分布式发电项目的200万美元税前收益，这些项目在2019年出售，但在2020年转移给了买家。此外，在2020年第二季度，公司/其他部门确认了一笔约300万美元的税前拨备，该拨备与尚未转移给买方的一个剩余的美国分布式发电项目有关。

截至6月30日的六个月

在公司/其他部门，2021年上半年的正常化EBITDA为亏损1300万美元，而2020年同期的收益为2500万美元。减少的主要原因是2021年股价上涨以及2020年第三季度处置波莫纳的影响导致与员工激励计划相关的费用增加。

2021年上半年，公司/其他部门确认了前面提到的出售最后一个美国分布式发电项目的税前亏损约100万美元。2020年上半年，公司/其他部门确认了某些美国分布式发电项目的税前收益900万美元，这些项目于2019年出售，但在2020年上半年转移给了买家。在2020年上半年，公司/其他部门也受到了之前提到的2020年第二季度确认的拨备的影响。

投资资本

2021年第二季度，AltaGas的投资资本为2.19亿美元，而2020年同期为1.95亿美元。投资资本的增加主要是由于华盛顿天然气公司在加速管道更换计划、客户增长和系统改进计划上的支出增加，增加了房地产、厂房和设备的增加。2021年第二季度的物业、厂房和设备处置主要与出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务有关。

2021年第二季度的投资资本包括300万美元(2020-200万美元)的维护资本，全部在中游部分。2021年第二季度的中游维护资本主要与汤森、埃德蒙顿乙烷提取厂(EEEP)和芬代尔设施有关。

2021年上半年，AltaGas的投资资本为3.6亿美元，而2020年同期为4.6亿美元。投资资本减少主要是由于房地产、厂房和设备的增加较少，以及没有向AIJVLP提供与2020年第一季度的现金募集相关的出资。

2021年上半年房地产、厂房和设备的新增数量减少，主要是因为没有与NEBC项目相关的建设成本，这些项目大部分在2020年上半年完成，美元走弱对美国资本支出的影响，以及Blythe设施维护成本的降低，部分被Nig Creek扩建的建设成本，对合并的Petrogas设施的资本投资，以及华盛顿天然气公司和SEMCO的加速管道更换计划支出所抵消。2021年上半年的物业、厂房和设备处置主要涉及出售WGL Midstream大部分大宗商品业务所获得的收益。2020年上半年的房地产、厂房和设备处置以及权益法投资主要涉及处置美国分布式发电资产和处置ACI所获得的收益。

2021年上半年的投资资本包括中游部门的600万美元(2020年-300万美元)的维护资本，以及与公司/其他部门的剩余电能实业相关的500万美元(2020年-1,400万美元)。中游维护资本的增加主要是由于汤森、EEEP和芬代尔设施的维护成本。公司/其他部门的维护资本减少的主要原因是布莱斯工厂的计划周转维护资本减少。

流动性

由于就2018年收购WGL向DC的PSC、MD的PSC和VA的SCC做出了某些承诺，Washington Gas在向AltaGas支付股息时受到一定的限制。然而，AltaGas预计这不会对AltaGas履行义务的能力产生影响。

此外，Wrangler SPE LLC和Washington Gas向华盛顿特区的PSC、MD的PSC和VA的SCC做出了某些圈护承诺，目的是将Washington Gas从AltaGas及其附属公司(华盛顿天然气和Wrangler SPE LLC(统称为“环围栏实体”)的破产财产中除名)。由于这些围栏措施，围栏实体的任何资产都无法偿还AltaGas或任何非围栏实体附属公司的债务或合同义务，包括AltaGas的任何债务或其他合同义务，以及

环围实体不承担任何非环围实体的债务或其他合同义务，反之亦然。

运营现金

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，来自运营的现金减少了1.26亿美元，这主要是因为运营资产和负债的净变化存在不利差异，以及股权投资的分配减少，但部分被税后净收入增加(经非现金项目调整后)所抵消。营业资产和负债净变化的主要原因是，由于大宗商品价格和销售量的波动，应收账款和存货的现金流减少，以及Petrogas负债的增加，但由于数量和价格波动导致的应收账款和应计负债的现金流增加，Petrogas资产的增加，以及由于天气转暖以及2020年弗吉尼亚州利率退款调整的影响，与监管资产和监管负债相关的现金流增加，部分抵消了这一差额。

营运资金

(一)流动资产除以流动负债。

周转金比率增加的主要原因是应付账款、应计负债和短期债务减少，但被应收账款和存货减少部分抵消。AltaGas的营运资金将在正常业务过程中波动。

投资活动

截至2021年6月30日的6个月，来自投资活动的现金为2100万美元，而2020年同期用于投资活动的现金为7800万美元。截至2021年6月30日的6个月的投资活动主要包括出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务和其他次要资产销售的收益约3.44亿美元，部分抵消了约3.09亿美元的房地产、厂房和设备以及无形资产的支出，约700万美元的股本投资贡献，以及700万美元的其他投资活动变化。截至2020年6月30日的6个月的投资活动主要包括大约3.76亿美元的股权投资处置收益(主要与ACI的处置有关)，1000万美元的资产出售收益，部分被大约4亿美元的房地产、厂房和设备以及无形资产支出以及大约6400万美元的股权投资贡献所抵消。

融资活动

截至2021年6月30日的6个月，用于融资活动的现金为7.16亿美元，而2020年同期为7.45亿美元。截至2021年6月30日的6个月的融资活动主要包括2亿美元的短期债务和长期债务的净偿还、8.94亿美元的信贷安排项下的净偿还、1.68亿美元的股息和1200万美元的非控股权益分配，其中5.45亿美元的长期债务发行、100万美元的非控股权益贡献和1200万美元的行使期权发行的股票收益部分抵消了这一部分。截至2020年6月30日的6个月的融资活动主要包括13亿美元的短期债务和长期债务的净偿还，3.54亿美元的信贷安排净偿还，1.67亿美元的股息，1700万美元的非控股权益分配，11亿美元的长期债务发行部分抵消，500万美元的非控股权益贡献，以及100万美元的行使期权发行的股票收益。截至2021年6月30日的6个月，支付给AltaGas普通股和优先股股东的股息总额为1.68亿美元(2020-1.67亿美元)。

资本资源

AltaGas的资本管理目标是维持其投资级信用评级，确保充足的流动性，优化现有资产的盈利能力，并发展其能源基础设施，为投资者创造长期价值并提高回报。AltaGas的资本结构由股东权益(包括非控股权益)、短期和长期债务(包括当前部分)减去现金和现金等价物组成。

债务或股权融资的使用基于AltaGas的资本结构，该结构是通过考虑与运营相关的规范和风险以及现金流的稳定性和可持续性来确定的。

(1)就计算净债务而言，短期债务不包括代表美国联邦政府为某些能源管理服务项目的建设提供资金而获得的第三方项目融资。由于这笔债务是代表美国政府获得的，AltaGas只需在该项目未完成或未被政府接受的情况下偿还。截至2021年6月30日，上表不含短期债务的项目融资余额为700万美元(2020年12月31日-2000万美元)。

(2)截至2021年6月30日的债券发行成本净额为4500万美元(2020年12月31日-4300万美元)。

截至2021年6月30日，AltaGas的总债务主要包括46亿美元(2020年12月31日-40亿美元)的未偿还中期票据(MTN)，反映收购公允价值调整的WGL和Washington Gas长期债务21亿美元(2020年12月31日-21亿美元)，SEMCO长期债务6.22亿美元(2020年12月31日-6.41亿美元)，根据银行信贷安排提取的零美元(2020年12月31日-9.34亿美元)和短期债务

(2020年12月31日-2.56亿美元)。此外，AltaGas还有2.17亿美元的未偿还信用证(2020年12月31日-2.3亿美元)。

截至2021年6月30日，AltaGas的总市值约为73亿美元，基于约2.8亿股已发行普通股和2021年6月30日每股普通股26.02美元的收盘价。

AltaGas截至2021年6月30日的连续12个月的收益利息覆盖率为2.4倍(截至2020年6月30日的12个月-2.5倍)。

(1)2021年6月30日提取的金额，按月末汇率1美元=1.2394加元兑换(2020年12月31日-1美元=1.2732加元)。

(2)所有美元借款能力均按2021年6月30日美元/加元月末汇率转换。

(3)2021年第二季度，AltaGas关闭了一项修正案，该修正案导致加拿大所有承诺的信贷安排整合为23亿美元的安排。该安排有20亿美元的五年期可延长承诺循环部分和3亿美元的两年期可延长侧车流动性循环安排。

(4)提取的金额包括由长期贷款支持的商业票据。WGL和Washington Gas有权在银行批准的情况下申请至多1亿美元的额外借款，这两家公司各自的贷款总额分别为4亿美元和5.5亿美元。

(5)在2021年第二季度，WGL将其信贷安排延长了两年，并将该安排的规模提高到3亿美元。修订后的设施将于2024年7月到期。

除了上面列出的设施，AltaGas还有4.64亿美元的信用证需求(2020年12月31日-3.3亿美元)。截至2021年6月30日，这些贷款的信用证金额为2.17亿美元(2020年12月31日-2.29亿美元)，公司循环信贷贷款的金额不到100万美元(2020年12月31日-100万美元)。

WGL和华盛顿燃气使用商业票据或无担保短期银行贷款形式的短期债务，为季节性现金需求提供资金。循环承诺信贷额度维持在等于或高于预期最高商业票据头寸的金额。截至2021年6月30日，WGL和华盛顿天然气公司的未偿还商业票据总额为2.91亿美元(2020年12月31日-4.95亿美元)。

所有借款贷款都有适用于这类贷款的惯例契约，这些契约必须在每个季度末满足。自设施建立以来，AltaGas及其子公司每个季度都遵守所有财务契约。截至2021年6月30日和2020年12月31日，AltaGas及其子公司也遵守了其MTN的信托契约要求。

下表汇总了该公司由信贷安排协议定义的主要财务契约：

(1)根据该公司23亿美元的信贷安排协议计算，该协议可在SEDAR网站www.sedar.com上获得。这些契约等同于该公司承诺的所有信贷安排，并适用于该公司承诺的所有信贷安排。

(2)估计，以最终调整为准。

(3)银行EBITDA-利息费用(SEMCO)和银行债务-资本比率(SEMCO)是根据SEMCO的合并财务报表计算的，计算方法与银行债务-资本比率和银行EBITDA-利息费用类似。

(4)WGL的银行负债与资本比率是根据WGL的合并财务报表计算的。

(5)按照石油天然气信贷安排协议计算。

2021年2月22日，一份25亿美元的基础架子招股说明书被提交，用于发行某些类型的未来公共债务和/或股票发行，以取代日期为2019年9月25日的基础架子招股说明书。这使得AltaGas能够在基本货架招股说明书保持有效的25个月期间及时进入加拿大资本市场。截至2021年6月30日，基本货架招股说明书下的可用资金约为20亿美元。

2021年2月22日，AltaGas在艾伯塔省和美国两地提交了20亿美元的简短基础搁板招股书，以取代2020年1月21日提交的20亿美元的简短基础搁板招股书。这将使AltaGas能够在基本货架招股说明书保持有效的25个月期间进入美国资本市场。截至2021年6月30日，基础货架招股说明书下的可用资金为20亿美元。

关联方交易

在正常的业务过程中，AltaGas与其子公司、附属公司和合资企业进行交易。2020年年度综合财务报表附注30所述的关联方交易性质并无重大变化。

风险管理

新冠肺炎相关风险

阿尔塔天然气公司及其子公司于2020年初启动了大流行应对小组，以监测与新冠肺炎相关的事态发展，并确保公司做出快速和适当的反应。AltaGas的每一项业务都实施了连续性计划和准备措施，首要考虑的是保障员工的福祉。到目前为止，阿尔塔天然气公司一直能够在对其运营和业务造成最小干扰的情况下应对“新冠肺炎”相关挑战。随着新冠肺炎疫情的持续，AltaGas继续采取积极措施，有效应对其运营所在司法管辖区风险和监管任务的演变，包括取消国际旅行限制、即将到来的冬季感冒和流感事件可能增加、某些地区疫苗接种率放缓、疫苗有效性以及新冠肺炎变异株的演变。

AltaGas已确定以下是大流行对其业务和运营的潜在持续直接或间接影响：

▪新冠肺炎三角洲变体：高传染性新冠肺炎三角洲变体的出现，导致几个全球司法管辖区恢复了某些新冠肺炎限制。再加上滞后的疫苗接种率，Delta变种有可能导致第四波大流行，在这种情况下，AltaGas可能会被迫推迟重返社会的努力。由于德尔塔变种的普遍发生，AltaGas的员工或承包商普遍无法履行职责，这将对AltaGas继续正常运营的能力产生不利影响；

▪重返工作岗位：随着AltaGas将其人员重新整合到工作场所，它可能会产生额外的成本来调整工作场所，以满足适用的健康和安全要求。病毒或其变种出现更多波动，或疫苗接种水平不足，可能需要AltaGas修改或推迟此类整合计划。在无法有效保护员工免受病毒传播的情况下，AltaGas可能会被迫放慢或逆转其重返社会的努力，并可能面临责任指控；

▪IT基础设施、隐私和网络安全：自从宣布全球大流行以来，有针对性的网络攻击的数量和复杂性都有所增加。大流行调整后的操作，如在家工作和远程访问公司的系统，可能会增加网络安全和隐私泄露的风险，并可能给公司的IT基础设施带来额外的压力。这类基础设施的故障可能会严重限制AltaGas进行正常运营的能力。到目前为止，AltaGas的系统运行良好，没有因IT基础设施问题而对其运营产生实质性影响；以及

▪交易对手和供应商风险：合同交易对手和供应商可能无法履行对AltaGas的义务的风险增加。重大交易对手或供应商的这种不履行行为可能会对AltaGas的运营和财务业绩产生不利影响。到目前为止，与阿尔塔天然气资产相关的交易对手因新冠肺炎而援引的任何不可抗力案例都不是实质性的。

如果这些风险成为现实，该公司执行2021年剩余时间业务计划的能力可能会受到不利影响。

政治不确定性与内乱

AltaGas运营的司法管辖区的政治气候存在不确定性。社会、政治、监管或经济条件的变化，或管理环境、发展、税收、外贸、投资或能源的法律和政策的变化，都可能对AltaGas的业务和运营产生重大不利影响。

最近，AltaGas运营的地区发生了严重的内乱事件。如果内乱伴随着交通线路中断、基础设施受损、暴力或破坏，AltaGas的人员、物理设施和运营可能面临风险，财务和运营业绩可能受到不利影响。

其他

AltaGas在正常运营过程中面临各种市场风险，这些风险可能会影响收益和现金流。AltaGas签订实物和金融衍生品合同，以管理大宗商品价格和汇率波动的风险敞口，并优化某些拥有和管理的天然气资产。AltaGas董事会为公司制定了风险管理政策，建立了AltaGas的风险管理控制框架。衍生工具受本政策管辖，并受其约束。截至2021年6月30日和2020年12月31日，该公司衍生品的公允价值如下：

风险管理合同摘要

商品价格合同

▪截至2021年6月30日的6个月，平均指示性现货天然气裂解价差约为23美元/桶(2020年-3美元/桶)，包括基差。在截至2021年6月30日的6个月里，AltaGas实现的平均NGL裂解价差(基于平均现货价格和包括基差的已实现对冲价格)约为13美元/桶，包括基差(2020-14美元/桶)。

根据2021年的▪，AltaGas估计，在对冲活动之前，平均每天约有9,500桶天然气将暴露在裂解价差中。大约95%的裂缝暴露的NGL体积都有套期保值，包括内部套期保值。

▪在RIPET和芬代尔，天然气价格利润率通过AltaGas的全面对冲计划得到保护。对于RIPET和芬代尔的收费安排下预计不会收缩的丙烷和丁烷交易量，目前约60%的丙烷和丁烷交易量在FEI与北美指数之间进行了财务对冲，丙烷和丁烷价差平均约为14美元/桶。当与设施的通行费总量结合在一起时，这相当于大约70%的预测出口量被收取通行费和/或进行财务对冲。正如过去强调的那样

据披露，AltaGas计划管理出口设施，使越来越多的年产能将通过收费安排来支撑，并预计在未来几年内实现这一目标。

外汇合约

截至2021年6月30日，以下外汇远期合约未平仓：

在截至2021年6月30日的6个月里，AltaGas在所有外汇远期合约上录得1600万美元的税后实现收益。2020年上半年没有现成的外汇合约。

气象仪器

▪截至2021年6月30日的6个月，没有与供暖度日和降温度日仪器相关的税前收益或亏损(2020-税前亏损300万美元)。

衍生工具对合并收益表的影响

下表列出了公司综合损益表中记录的衍生工具的未实现收益(亏损)：

有关AltaGas风险管理活动的进一步详情，请参阅截至2021年6月30日止三个月及六个月的2020年年度综合财务报表附注23及未经审核简明中期综合财务报表附注15。

分红

AltaGas宣布每月向其普通股股东支付股息。优先股的股息每季度支付一次。股息由董事会酌情决定，并定期审查股息水平，同时考虑AltaGas持续的可持续经营活动现金流、维护和增长资本支出以及债务偿还要求。

下表汇总了AltaGas的股息申报历史：

(一)2020年12月31日，AltaGas赎回全部已发行的I系列优先股。

关键会计估计

由于许多资产、负债、收入和支出的价值的确定取决于未来的事件，因此AltaGas的合并财务报表的编制需要使用经过仔细判断而作出的估计和假设。除下文所述外，AltaGas的主要会计政策保持不变，并包含在2020年年度合并财务报表的附注中。其中某些政策涉及关键的会计估计，因为要求对以下各项作出特别主观或复杂的判断

这些事项本质上是不确定的，而且可能在不同的条件下或使用不同的假设报告实质性不同的金额。

AltaGas的关键会计估计涉及收入确认、金融工具、折旧和摊销费用、租赁、资产报废债务和其他环境成本、减值评估、存货估值、所得税、养老金计划和退休后福利、监管资产和负债以及或有事项。有关这些会计估计的全面讨论，请参阅截至2021年6月30日以及截至2021年6月30日的三个月和六个月的2020年年度综合财务报表以及未经审计的简明中期综合财务报表的MD&A和附注2。

新会计准则的采纳

自2021年1月1日起，AltaGas采用了以下财务会计准则委员会(FASB)发布的会计准则更新(ASU)：

▪于2019年12月发布了美国会计准则委员会第2019-12号“所得税：简化所得税会计处理”。本ASU中的修正案通过澄清现行指南的某些方面，并删除了ASC 740中一般原则的一些例外，简化了所得税的会计处理。采用这种ASU并没有对AltaGas的合并财务报表产生实质性影响；

▪于2020年1月发布了美国会计准则理事会第2020-01号“衍生品与套期保值：澄清第321主题、第323主题和第815主题之间的相互作用”。本ASU的修订澄清了股权工具的计量替代方案的应用，以及用于收购股权证券的非衍生远期合约或购买的看涨期权的计量。采用这种ASU并没有对AltaGas的合并财务报表产生实质性影响；

▪于2020年3月发布了美国会计准则委员会第2020-04号“参考汇率改革：促进参考汇率改革对财务报告的影响”。本ASU中的修正案提供了可选的权宜之计和例外，用于在满足特定标准的情况下，将GAAP应用于受参考汇率改革影响的合同修改和套期保值关系。这些仅适用于合约、套期保值关系，以及参考伦敦银行间拆放款利率(LIBOR)或因参考利率改革而预计将停止的另一参考利率的其他交易。AltaGas的某些信贷安排、承租人车辆融资租赁以及某些衍生品销售安排中的运输费用均参考伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)。LIBOR的终止将需要修改这些安排，以另一种利率取代LIBOR。因此，AltaGas已做出政策选择，在2021年1月1日采取与这些安排相关的合同修改可选权宜之计。由于选择了这些可选的权宜之计，预计伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)引起的合同修改不会对AltaGas的合并财务报表产生实质性影响。AltaGas将继续监控监管机构和金融机构过渡到替代参考利率的活动，并继续审查参考LIBOR的额外安排。因此，AltaGas未来可能会进行额外的可选选举。

未来会计准则的变化

2020年8月，FASB发布了ASU第2020-06号“具有转换和其他期权的债务以及主题815-40-衍生品和对冲-实体自有股权的合约：可转换工具的会计和实体自有股权的合约”。本ASU的修订简化了某些具有负债和权益特征的金融工具的会计处理，包括实体自有权益中的可转换工具和合同。本会计准则中的修正案对符合美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)备案文件定义的公共商业实体有效，不包括符合美国证券交易委员会定义的较小报告公司的实体，从2021年12月15日开始的财年，包括这些财年内的过渡期。对于所有其他实体，修正案在2023年12月15日之后的财年有效，包括这些财年内的过渡期。允许提前领养。该ASU的采用预计不会对AltaGas的合并财务报表产生实质性影响。

表外安排

在截至2021年6月30日的6个月里，AltaGas没有达成任何重大的表外安排。有关表外安排的更多信息，请参阅截至2020年12月31日的经审计综合财务报表和MD&A。

披露控制和程序(DCP)和财务报告内部控制(ICFR)

管理层，包括首席执行官和首席财务官，负责建立和维护DCP和ICFR，这些术语在National Instrument 52-109“发行人年度和中期文件中的披露证明”中有定义。该文书的目的是提高根据证券法提交或提交的信息的质量、可靠性和透明度。

管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经设计或安排在他们的监督下设计DCP和ICFR，以提供合理的保证，确保AltaGas根据证券法规提交或提交的年报、中期文件或其他报告中要求披露的信息及时报告，财务报告可靠，且为外部目的编制的财务报表符合美国公认会计准则(U.S.GAAP)。

ICFR是根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的2013年内部控制-综合框架中建立的框架设计的。

管理层设计了现有的框架，以全面和准确地合并相关信息。于本MD&A所涵盖期间，除与收购Petrogas有关的ICFR变动外，AltaGas的ICFR并无重大影响或合理地可能对其ICFR或DCP产生重大影响的变动。阿尔塔天然气公司认为，与新冠肺炎疫情相关的流程变化不会对国际食品安全储备委员会产生实质性影响。

范围限制

根据国仪52-109的规定，并与美国证券交易委员会相关指引一致，本次评估的范围不包括2020年12月15日收购的与石油天然气相关的ICFR。这些规定允许发行人将在发行人财政年度结束前不超过365天收购的业务排除在

其认证范围。因此，截至2021年6月30日，与收购Petrogas相关的控制、政策和程序被排除在管理层对AltaGas的ICFR设计的评估之外。AltaGas继续评估其DCP季度和ICFR年度的有效性。截至2021年6月30日及截至2021年6月30日的6个月期间，经审计的合并财务报表中包括的Petrogas公司的财务摘要信息包括大约27亿美元的总资产和大约20亿美元的收入。

值得注意的是，一个管制系统，无论构思和运作如何完善，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，确保管制系统的目标得以达到。由于所有控制系统的固有限制，任何控制评估都不能绝对保证已检测到所有控制问题，包括欺诈实例(如果有的话)。任何控制系统的设计，在一定程度上也是基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有可能的情况下都能成功地实现其所述的目标。

共享信息

最近八个季度的综合业绩摘要(1)

(1)因四舍五入关系，款额可能不会相加。

(2)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A的非GAAP财务衡量标准部分的讨论。

(3)从2020年开始，管理层不再根据天然气优化库存公允价值的变化调整归一化EBITDA。以前的期间已进行调整，以反映这一变化的影响。

AltaGas的季度环比财务业绩受到季节性、大宗商品价格波动、天气、美元/加元汇率、计划内和计划外工厂停运、新项目投产日期时间以及收购和资产剥离活动的影响。

公用事业公司的收入通常是任何给定年份的第一季度和第四季度最高的，因为大部分天然气需求发生在冬季取暖季节，冬季通常从11月持续到3月。

在所述期间影响季度环比收入的其他重要项目包括：

▪几家公用事业公司在2020年第二季度和第三季度经历了季节性较冷的天气；

▪RIPET于2019年第二季度投入商业服务；

▪2019年第三季度出售美国分布式发电资产的影响；

▪2020年第三季度出售AltaGas Pomona Energy Storage Inc.和AltaGas Ripon Energy Inc.的影响；

▪2020年第四季度收购Petrogas额外股权的影响；以及

▪表示，2021年第二季度出售WGL Midstream大部分大宗商品业务的影响。

适用于普通股的净收益(亏损)也受到递延所得税、折旧和摊销费用、增值费用、资产拨备、长期投资损益以及出售资产损益等非现金项目的影响。此外，适用于普通股的净收益(亏损)也受到优先股分红的影响。由于这些原因，净收益(亏损)不一定反映出与收入相同的趋势。在上述期间适用于普通股的净收入(亏损)受到以下因素的影响：

▪由于资产出售的影响，折旧和摊销费用减少，但被投入使用的新资产部分抵消；

▪2019年第三季度出售美国分布式发电资产的影响；

▪2019年第四季度出售WGLMidstream在中央宾夕法尼亚的间接非经营性权益的影响；

2019年第四季度确认的▪税后拨备约3.19亿美元，主要与电能实业有关；

▪2020年第一季度出售AltaGas Canada Inc.的影响；

▪2020年第三季度出售AltaGas Pomona Energy Storage Inc.和AltaGas Ripon Energy Inc.的影响；

由于收购和处置，2020年发生的▪税后交易成本约为1,800万美元；

▪2020年第四季度确认的与奥尔顿天然气储存项目有关的税后拨备约7,900万美元；

▪与华盛顿天然气公司2020年第三季度的定期养老金和其他退休后福利计划净成本相关的会计原则变化的影响；

▪2020年第四季度收购Petrogas额外股权的影响；

▪2021年上半年确认的税后拨备约4,600万美元，与出售WGL Midstream的大部分大宗商品业务有关；以及

▪表示，2021年第二季度出售WGL Midstream大部分大宗商品业务的影响。

合并资产负债表

(摘要及未经审计)

可变利息实体(附注10)

承诺、担保和或有事项(附注19)

季节性(注22)

分段信息(注23)

后续事件(附注24)

见合并财务报表附注。

 

合并损益表

(摘要及未经审计)

见合并财务报表附注。

综合全面收益表(损益表)

(摘要及未经审计)

见合并财务报表附注。

合并权益表

(摘要及未经审计)

(1)股息再投资和可选现金购买计划于2019年12月暂停，12月股息(应于2020年1月支付)是参与股东根据滴滴计划有资格进行再投资的最后一笔股息支付。

见合并财务报表附注。

合并现金流量表

(摘要及未经审计)