AltaGas有限公司

年度信息表

截至2021年12月31日止的年度

日期：2022年3月3日

目录

    

一般信息

除非另有说明，否则本AIF中包含的信息以2021年12月31日为准，且本AIF中的所有美元金额均以加元表示。财务信息是按照美国公认的会计原则列报的。有关本AIF中使用的某些术语和缩写的解释，请参阅本AIF的“词汇表”。

前瞻性信息和陈述

本AIF包含前瞻性信息(前瞻性陈述)。诸如“可能”、“能”、“将”、“可能”、“应该”、“将”、“打算”、“计划”、“预期”、“相信”、“目标”、“寻求”、“建议”、“考虑”、“估计”、“焦点”、“努力”、“预测”、“期望”、“项目”、“目标”、“潜力”、“目标”、“继续”、“展望”、“愿景”“机会”以及暗示未来事件或未来业绩的类似表述与公司或公司的任何关联公司有关，旨在识别前瞻性陈述。特别是，本AIF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，本文中包含的前瞻性表述包括但不限于以下表述：公司关于其公用事业和中游部门的战略、优先事项和重点；公司2022年的战略优先事项；公司股票赎回；公用事业业务重大监管申报、程序和决定的时间安排；公用事业监管机构应对“新冠肺炎”公共卫生紧急事件的订单的持续时间；预期的资本支出、预期的未来增长和扩张机会；与合并承诺相关的预期成本时间；华盛顿天然气公司的NGQSS水平；中游业务当前项目和交易的预计投入使用日期和完成日期；以及重大环境立法的预期生效日期。

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：“新冠肺炎”疫情的预期持续时间和影响；预期的商品供求和定价；产量和汇率；汇率；通货膨胀率；利率；信用评级；监管批准和政策；未来的运营和资本成本；项目完成日期；产能预期；以及重大商业合同谈判的结果。

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结果或事件有所不同，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；运营风险；天然气供应风险；产量；基础设施；服务中断；网络安全、信息和控制系统；与气候有关的风险，包括碳定价；监管风险；诉讼；法律变更；政治不确定性和内乱；退役、废弃和填海成本；声誉风险；天气数据；土著和条约权利；资本市场。债务融资、再融资和偿债风险；利率；交易对手和供应商风险；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；保险不足和未投保的损失；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；普通股和其他证券的市值；股息的变异性；额外股份的潜在出售；劳资关系；关键人员；风险管理成本和限制；与监管部门批准收购有关的承诺。以及本AIF中“风险因素”项下讨论的其他因素。

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AIF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，或者前瞻性表述中的假设被证明是不正确的，实际结果可能与本AIF中描述的预期、计划、预期、相信、寻求、建议、估计、预测、预期、预测或目标的表述大不相同，因此不应过度依赖本AIF中包含的前瞻性表述。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在相关时间对所有信息的评估。此类声明仅说明本AIF的日期。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陈述。本AIF中包含的前瞻性陈述明确地受到这些警告性陈述的限制。

本AIF中包含的有关经营预期结果、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，基于管理层对现有相关信息的评估。请读者注意，本AIF中包含的此类财务展望信息不得用于本文披露的目的以外的其他目的。

公司结构

参入

AltaGas是一家加拿大公司，于2020年1月1日根据CBCA合并。AltaGas和/或其前身于1994年4月1日在阿尔伯塔省卡尔加里开始运营，AltaGas继续保留其在阿尔伯塔省卡尔加里的总部、负责人和注册办事处，目前位于阿尔伯塔省卡尔加里西南大道355-4大道1700号，阿尔伯塔省T2P 0J1。AltaGas是一家上市公司，其普通股在多伦多证交所交易，代码为“ALA”。

经修订的物品

2010年7月1日，AltaGas根据CBCA提交了一份安排条款，以实现一项公司安排，并将AltaGas Ltd.、AltaGas Conversion Inc.和AltaGas Conversion#2 Inc.合并为AltaGas。在安排细则提交后，AltaGas在下列日期提交了关于设立每个系列优先股的修订章程：(I)2010年8月13日，设立第一系列优先股，A系列股和第二系列优先股，B系列股；(Ii)2012年6月1日，设立第三系列优先股，C系列股和第四系列优先股，D系列股；(Iii)2013年12月9日，设立第五系列优先股，E系列股和第六系列优先股，C系列股和第四系列优先股，D系列股；(Iii)2013年12月9日，设立第一系列优先股，即A股系列和第二系列优先股，B系列股；(Ii)2012年6月1日，设立第三系列优先股，C系列股和第四系列优先股，D系列股；(Iii)2013年12月9日，设立第五系列优先股，E系列股和第六系列优先股(Iv)于2014年6月27日设立第七系列优先股，即G系列股份及第八系列优先股，即H系列股份；(V)于2015年11月17日设立第九系列优先股，即I系列股份及第十系列优先股，即J系列股份；及(Vi)于2017年2月15日设立第十一系列优先股，即K系列股份及第十二系列优先股，即L系列股份。2022年1月1日，阿尔塔天然气公司提交了合并章程，以实现阿尔塔天然气公司与其非运营子公司阿尔塔天然气投资有限公司、2022年加拿大有限公司和西北凯旋承包有限公司的合并。2022年1月7日，阿尔塔天然气公司提交了修订条款，以创建第13系列优先股，即2022年-A系列。

附属实体

AltaGas的业务由公司及其多家子公司经营，包括但不限于AltaGas Services(U.S.)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；关于公用事业业务，华盛顿燃气照明公司(Washington Gas)、汉普郡天然气公司(Hampshire Gas Company)和SEMCO能源公司(Semco)；关于中游业务，AltaGas开采和传输有限合伙企业、AltaGas管道合伙企业、AltaGas Processing Partnership、AltaGas Northwest Processing Limited Partnership、Harmattan Gas Processing Limited Partnership、Ridley Island LPG Export Limited Partnership、AltaGas Pacific Partnership、AltaGas LPG Limited Partnership、Petrogas Energy Corporation(Petrogas)、Petrogas Holdings Partnership和Petrogas，Inc.在公司/其他部门的子公司包括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。

企业间关系

下面的组织结构图显示了截至本年度信息表日期，AltaGas的某些子公司的名称和注册管辖权。该图表并未包括AltaGas的所有子公司。图表中单独省略的这些子公司的资产和收入不超过AltaGas截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的年度总合并资产或总合并收入的10%，合计不超过20%。

(1)自本年度资料表格日期起更新。

(2)除非另有说明，否则所有权为100%。

业务概述

AltaGas是一家领先的能源基础设施公司，将天然气和NGL连接到国内和全球市场。该公司经营着一项多元化、低风险、高增长的能源基础设施业务，专注于为其利益相关者提供弹性和持久的价值。

AltaGas的运营部门包括以下几个部分：

▪公用事业公司拥有和运营特许经营、服务成本、费率管制的天然气分销和储存公用事业公司，为大约170万住宅和商业客户提供安全、可靠、负担得起的能源。这包括运营四家公用事业公司，它们在美国五个主要司法管辖区运营，2021年的平均费率基数约为47亿美元。公用事业业务还包括储存设施和州际天然气运输和储存服务合同，以及附属的零售能源营销业务，直接向位于马里兰州、弗吉尼亚州、特拉华州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州和哥伦比亚特区的大约50万住宅、商业和工业客户销售天然气和电力；以及

▪中流，这是北美领先的平台，连接客户和市场，从井口到潮水和更远的地方。中游业务的三大支柱包括：1)全球出口，包括AltaGas的两个液化石油气出口终端；2)天然气收集和开采；3)分馏和液体处理。AltaGas的中游业务还包括其天然气和NGL营销业务、国内物流、卡车运输和铁路终点站，以及液体储存能力。在截至2021年12月31日的一年中，Petrogas的增加带来了约47亿美元的收入。

公司/其他部门由AltaGas的公司活动和一小部分燃气发电和配电资产组成，这些资产能够在加利福尼亚州和科罗拉多州产生578兆瓦的电力。

AltaGas的地理足迹

AltaGas业务的总体发展

以下是过去三个完整财政年度影响本公司业务分部发展的主要发展、收购及处置、建筑项目及其他商业安排的摘要(按业务分部细分)。

公用事业

▪2019年10月15日，MD的PSC发布了最终命令，批准华盛顿天然气公司在最近的费率案中达成和解协议，反映出从2019年10月15日起基本费率上调了2,700万美元。

▪在2019年12月6日，MPSC发布了最终命令，批准SEMCO Gas在最近的费率案中达成和解协议，反映出从2020年1月1日起基本费率增加了约2,000万美元。见“公司业务-公用事业业务-SEMCO气体材料监管开发和审批”。

▪2020年3月16日，哥伦比亚特区议会通过立法，禁止在冠状病毒突发公共卫生事件期间因未支付费用而切断电力和燃气服务。禁令于2021年10月到期，但华盛顿天然气公司继续暂停断电活动，直到获得华盛顿PSC的授权。2021年4月19日，华盛顿燃气提交了一份AMP提案，旨在帮助客户降低新冠肺炎相关欠款，带来活期账户，改善支付行为，避免断网。区议会常务委员会于2021年8月9日批准了AMP计划，并于2021年8月9日开始实施AMP计划。

2021年11月1日见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪2020年3月16日，马里兰州州长发布了一项行政命令，命令受监管的公用事业公司停止断开连接，并向住宅客户收取滞纳金。尽管禁令已于2021年11月结束，但华盛顿燃气继续暂停催款和断线活动，直到连续三个月达到某些客户服务门槛。2021年2月15日，马里兰州议会通过救济法，帮助拖欠债务的马里兰州住宅客户。2021年6月15日，MD的PSC发布了一项命令，向华盛顿燃气拨款570万美元，以反映在客户账单上。这些资金都已用于客户账户。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪2020年3月16日，退伍军人事务部下达了一项命令，禁止在冠状病毒公共卫生突发事件期间切断电力、天然气、水和下水道公用事业服务。暂停于2021年6月30日结束。2020年12月8日，根据弗吉尼亚关怀救济基金奖，华盛顿天然气公司获得了770万美元的奖金，用于支付客户欠款。2021年8月，弗吉尼亚州大会拨款1.2亿美元的ARPA资金，作为对截至2021年8月31日拖欠超过60天的住宅公用事业客户的直接财政援助。2021年12月6日，华盛顿天然气公司收到了690万美元的ARPA资金，这些资金将用于客户拖欠。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪在2020年3月31日，公共部门养老金投资委员会和艾伯塔省教师退休基金委员会以每股33.5美元的价格收购了ACI所有已发行和已发行的普通股。AltaGas拥有ACI公司1102.5万股(约37%)的普通股，交易完成后获得约3.69亿美元的现金收益。

▪2020年4月10日，阿拉斯加州州长签署了参议院第241号法案，该法案允许获得认证的公用事业公司为州长于2020年3月11日宣布的新冠肺炎公共卫生灾难紧急事件导致的非常成本和无法收回的住宅公用事业账单记录监管资产。2021年，ENSTAR从安克雷奇、帕尔默、瓦西拉和马特苏区获得了CARE法案约120万美元的资金。参见“公司业务-公用事业业务-ENSTAR-材料监管开发和审批”。

▪2020年4月15日，MPSC发布了一项针对所有公用事业公司的命令，允许监管资产会计捕捉超过批准利率的坏账。2021年2月18日，MPSC发布了一项命令，要求MPSC工作人员建立能源可及性和可负担性协作组，以协调EWR低收入工作组和每月能源援助计划工作组之间的努力并找到效率。见“公司业务-公用事业业务-SEMCO气体材料监管开发和审批”。

▪在2021年2月24日，华盛顿特区的PSC在最近的费率案中批准了华盛顿天然气公司的和解协议，反映出从2021年4月1日起基本费率增加了约2,000万美元。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪在2021年4月9日，MD的PSC发布了一项最终命令，确认华盛顿天然气公司最近的费率案件中的PULJ，反映出从2021年3月26日起基本费率增加了约1,300万美元。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪在2021年7月1日，CINGSA向RCA提交了一份税率诉讼，要求批准在1.055亿美元的税率基数、11.9%的净资产收益率和59.99%的股权厚度的基础上增加约190万美元的收入。参见“公司业务-公用事业业务-ENSTAR&CINGSA-材料监管开发和审批”。

▪在2021年7月1日，SEMCO提交了其2022-2023年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。见“公司业务-公用事业业务-SEMCO气体材料监管开发和审批”。

2021年9月15日，华盛顿特区PSC发布了一项命令，指示华盛顿燃气提交一份纠正行动计划，使华盛顿燃气在呼叫响应时间标准方面符合▪的要求。Washington Gas在2022年1月符合呼叫应答和呼叫放弃NGQSS服务指标，并预计未来将保持这些指标的NGQSS水平。根据华盛顿特区PSC于2022年2月10日发布的另一项命令，华盛顿燃气将不会恢复断开，除非获得DC PSC的授权。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪在2021年9月30日，MD OPC提交了一项动议，要求制定纠正行动计划并施加民事处罚，或者命令华盛顿天然气公司提出理由，说明为什么委员会不应就华盛顿天然气公司与AltaGas合并程序中违反MD命令的PSC第11条施加民事处罚。2021年10月15日，MD的PSC发布了一项表明事由的命令，指示华盛顿天然气公司对MD OPC动议做出回应。华盛顿天然气公司于2021年10月22日提交了对MD OPC动议的答复。2021年12月23日，MD的PSC接受了华盛顿天然气公司提出的修改后的整改行动计划。委员会正在等待关于民事处罚的潜在评估的决定。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪2021年12月1日，华盛顿天然气公司提交了2023年至2027年节约计划的拟议修正案，提议从2023年至2027年投资约8.89亿美元，以更换弗吉尼亚州风险较高的管道和设施。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

▪于2021年12月17日，华盛顿燃气提交了2022年5月至2025年4月期间天然气节约和费率制定效率计划(CARE计划)的拟议修正案，提议继续并扩大其面向弗吉尼亚州客户的能效计划组合，三年预算总额约为1,200万美元。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批”。

中游

2019年5月23日，第一批运往亚洲的丙烷从▪出发，这是加拿大西海岸第一个丙烷海运出口设施。2020年8月21日，加拿大能源监管机构授予AltaGas额外的25年许可证，允许其额外出口4.6万桶/日的丙烷。在截至2021年12月31日的一年中，RIPET的出口量平均约为50,695 Bbls/d。有关RIPET的更多详细信息，请参阅以下标题“公司业务-中游业务-全球出口”。

2019年5月31日，AltaGas完成将▪Midstream在石墙系统的全部权益出售给DTE Energy的全资子公司，总收益约为3.79亿美元(2.8亿美元)。

2019年9月30日，AltaGas宣布已达成最终协议，将其子公司WGL Midstream，Inc.持有的中央宾夕法尼亚间接非营业权益出售给▪Energy Partners，LP的子公司米德管道投资有限责任公司(Meade Pipeline Investment，LLC)。WGL Midstream利息的现金收益总额约为8.12亿美元(6.11亿美元)，交易于2019年11月13日完成。在销售结束后，设立了各种代管账户，为购买者提供一种支付赔偿义务的追索权。2021年第三季度，AltaGas从赔偿托管账户获得了约300万美元(200万美元)的现金收益。

▪于2020年1月2日，AltaGas宣布，AIJVLP已收到SAM的认沽通知，根据该通知，SAM对SAM持有的Petrogas约三分之一权益行使认沽期权，自2019年12月31日起生效。2020年10月16日，AltaGas宣布，AIJVLP和SAM已达成最终协议，AltaGas将以7.15亿美元的总代价收购SAM持有的Petrogas 37%的股权。2020年12月15日，AltaGas完成了收购，将其在Petrogas的间接持有的所有权权益增加到约74%，Idemitsu拥有剩余的约26%的权益。

▪在2020年2月，在对拟议的宪法管道项目的基础经济进行评估后，宪法的合作伙伴选择不继续进行该项目。AltaGas持有宪法公司10%的股权。

▪在2020年上半年，随着北松和汤森2B扩建项目的完成，公司扩大了其综合东北不列颠哥伦比亚省战略。10000桶/日的北松扩建项目于第一季度完工并投入使用，铁路终点站增加了处理额外运量的能力。这个

汤森2B扩建项目于第二季度投入使用，并于5月初开始通气。2020年3月，汤森德综合体许可容量增加到550Mmcf/d。

▪在2021年4月23日，AltaGas完成了WGL Midstream大宗商品业务的大部分出售，现金收益约为3.41亿美元(2.75亿美元)。

2022年1月，▪同意向其一位客户出售某些中游加工设施的权益，总代价约为2.34亿美元。这笔交易预计将在2022年第二季度完成。

公司/其他

▪于2019年1月31日，AltaGas完成出售其在西北水电设施约55%的剩余权益，净现金收益约为13亿美元，税前收益为6.88亿美元。AltaGas一直是这些设施的运营商，直到2021年1月31日运营和维护协议到期。

▪2019年8月13日，AltaGas完成了其在Craven County Wood Energy LP和Grayling Generation Station LP的股权出售，净收益约为2,500万美元(合1,900万美元)。

▪2019年9月26日，AltaGas完成了将其子公司WGL Energy Systems，Inc.和WGSW，Inc.持有的美国分布式发电资产组合出售给布鲁克菲尔德资产管理公司(Brookfield Asset Management)附属公司TerraForm Power，Inc.的交易。2019年收到的现金收益总额约为9.75亿美元(7.35亿美元)，处置的税前收益为1.68亿美元。在转让了之前被归类为持有待售的最后一个剩余分布式发电项目的所有权后，AltaGas在截至2021年12月31日的一年中确认了与该项目相关的税前处置亏损约100万美元。

▪在2019年10月，AltaGas宣布成功地将Blythe设施重新承包给SCE。根据收费协议，SCE拥有2020年8月1日至2023年12月31日期间所有运力、能源、辅助服务和资源充足福利的独家权利。加州公用事业委员会于2020年1月16日获得批准。

▪在2020年第三季度，AltaGas关闭了AltaGas Pomona Energy Storage Inc.和与美国一家燃气发电设施相关的土地，以及AltaGas Ripon Energy Inc。这些处置的总收益(扣除营运资本和其他调整前)约为6,700万美元，税前收益为800万美元。

地铁公司的业务

AltaGas在截至2021年12月31日的一年中的收入约为106亿美元，而截至2020年12月31日的一年的收入为56亿美元。增长的主要原因与2021年Petrogas整合的全年影响有关。2021年，AltaGas运营部门(不包括公司/其他和公司间抵销)62%的收入来自中游部门，38%来自公用事业部门，而2020年这一比例分别为30%和70%。

公用事业业务

公用事业业务在截至2021年12月31日的一年中贡献了39亿美元的收入(2020-38亿美元)，约占AltaGas公司/其他部门和部门间剔除前总收入的38%(2020-70%)。

公用事业业务

公用事业部门拥有向美国最终用户输送天然气的公用事业资产，并经营着零售能源营销业务。公用事业业务包括华盛顿天然气公司(位于哥伦比亚特区、马里兰州和弗吉尼亚州)；汉普郡天然气公司(Hampshire Gas)，西弗吉尼亚州一家受监管的天然气储存公用事业公司；密歇根州的SEMCO Gas公司；阿拉斯加的ENSTAR公司；阿拉斯加受监管的天然气储存公用事业公司CINGSA的65%权益；以及WGL能源服务公司(WGL Energy Services)，该公司在不受监管的基础上向零售客户销售天然气和电力。

监管流程

公用事业业务主要在受监管的市场中运营，在受监管的市场中，作为特许经营权或证书持有人，监管机构允许受监管的公用事业收取受监管的费率，为公用事业公司提供收回成本和赚取资本回报的机会。资本回报率是根据监管机构认为的或目标资本结构，反映批准的公用事业投资的公平回报率(即利率基数)。受监管的公用事业公司是否有能力收回审慎产生的服务成本并赚取监管机构批准的股本回报率，取决于该公用事业公司能否达到在费率制定过程中确定的成本水平。

Semco Gas和Washington Gas分别在密歇根州、哥伦比亚特区、马里兰州和弗吉尼亚州加快了管道和基础设施更换计划。这些都是长期计划，既要根据不断变化的条件，也要根据监管部门的审查和批准，分多年递增。这些计划使SEMCO Gas和Washington Gas能够加快管道和基础设施更换，进一步提高天然气输送系统的安全性和可靠性。Semco Gas和Washington Gas被允许立即开始收回这些投资的成本，包括回报，方法是在正常费率案件流程之外，通过批准的每个加速管道或基础设施更换计划的附加费，缓解监管滞后。在批准增加差饷的申请后，在某司法管辖区实施新的基本差饷后，先前透过附加费收回的开支将透过新的基本差饷收取。

公用事业业务除其他事项外，还受到费率、会计程序和服务标准等方面的监管。MPSC对与SEMCO Gas向其密歇根州客户提供的服务直接或间接相关的监管事项拥有管辖权。RCA对与ENSTAR和CINGSA向其阿拉斯加客户提供的服务直接或间接相关的监管事项拥有管辖权。华盛顿燃气由华盛顿特区的PSC、MD的PSC和退伍军人管理局的SCC监管，后者批准其服务条款和向客户收取的费率，监管与附属公司的互动，并监管天然气供应服务的零售竞争。在所有司法管辖区，监管机构根据服务成本监管模式批准分销费率。在阿拉斯加、哥伦比亚特区和马里兰州，费率是根据历史测试年的结果加上已知的和可衡量的来确定的

改变。在密歇根州和弗吉尼亚州，费率是根据预计的考试年确定的。在所有司法管辖区，向公用事业公司客户收取的费率旨在为配电公用事业公司提供机会收回所有审慎产生的运营、折旧、所得税和融资成本，并从其用于公司天然气销售和输送服务的净资产投资中赚取合理回报。

公用事业业务关键公用事业指标

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度公用事业业务的平均费率基数：

(1)费率基数是指每项公用事业在一段时间内的盈利潜力。每个公用事业公司批准的收入要求通常基于监管机构为各自费率申请批准的费率基数，但可能与上述费率基数不同。

(2)包括SEMCO Energy在CINGSA的65%权益。

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度资本支出：

下表汇总了适用于每种公用事业的法规的性质：

华盛顿天然气公司

华盛顿天然气公司自1848年以来一直从事天然气分销业务，为哥伦比亚特区、马里兰州和弗吉尼亚州的最终用户提供受监管的天然气分销服务。该公用事业公司在这三个司法管辖区拥有约120万客户：哥伦比亚特区(约166,000人；13%)、马里兰州(约505,000人；42%)和弗吉尼亚州(约546,000人；45%)。华盛顿天然气公司的运营是这样的，任何一个客户或一组客户的流失都不会对其业务产生重大不利影响。

在过去的两年中，华盛顿天然气公司的平均客户数量以每年约1%的速度增长(2021年将增长1%)。

运营

华盛顿天然气公司获得的天然气供应来自全美多个地区。截至2021年12月31日，它与四家管道公司达成了服务协议，这些公司提供可靠的运输和储存服务，合同到期日从2022年到2044年不等。华盛顿天然气公司还与多家州际管道和储存公司签订了合同，以增加其储存和运输能力。

下表按客户类别列出了华盛顿天然气公司的交货量：

季节性

哥伦比亚特区、马里兰州和弗吉尼亚州的天然气分销业务是季节性的，因为大部分天然气需求发生在11月至3月的冬季取暖季节。因此，年化的个人季度收入和收益并不代表年度业绩。

哥伦比亚特区的预测量是根据该时期预计的30年平均学位日数设定的。在马里兰州和弗吉尼亚州，有适当的计费机制，旨在消除天气和其他因素(如环保)导致的客户使用差异的影响。在哥伦比亚特区，没有天气正常化计费机制，华盛顿燃气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。见“公司业务-公用事业业务-华盛顿气体材料监管开发和审批-哥伦比亚特区管辖权”。

材料监管发展和审批

哥伦比亚特区司法管辖区

华盛顿天然气公司有一项加速管道更换计划(PROJECTPipes)，用于更换哥伦比亚特区配电系统中与老化基础设施相关的高风险管道。该计划的第一阶段已于2019年9月到期。2018年，华盛顿燃气向DC的PSC提交了一份请求，要求批准该计划的第二阶段(PROJECTPipes 2)。考虑到诉讼的长度，DC的PSC批准了将该计划从2019年10月延长至2020年12月。2020年12月11日，DC的PSC批准了一项为期3年、耗资1.5亿美元的计划，涵盖2021年1月1日至2023年12月31日。

2020年1月13日，华盛顿天然气公司向华盛顿特区PSC提交了一份申请，要求将其基本费率提高约3500万美元，其中包括约900万美元与PROJECTPipes附加费有关的费用，该附加费目前由客户以费率附加费的形式支付。申请文件要求允许的普通股回报率为52.2%，股本回报率为10.4%，这是基于5.32亿美元的利率基值。此外，华盛顿天然气公司请求批准收入正常化调整机制，以减少因天气和保护相关的使用变化而导致的客户账单波动，这与马里兰州和弗吉尼亚州的现有机制类似。2020年12月8日，华盛顿天然气公司向华盛顿特区PSC提交了一份和解协议，以解决此案中的所有问题。和解各方同意将基本利率增加2000万美元，包括之前作为乘客收取的PROJECTPipes附加费和9.25%的股本回报率。和解各方同意，本和解协议仅限于解决截至华盛顿天然气公司提交反驳证词之日(即2020年9月14日)已完工并投入使用的PROJECT管道成本。华盛顿天然气公司的反驳证词包括高达1亿美元的在役PROJECT管道厂被转移到基本价格。这项和解不会对未来任何要求PROJECTPipes收回成本的请求设定任何先例。华盛顿天然气公司同意，在2021年8月31日之前，它不会申请提高分销费率，也不会要求哥伦比亚特区有相关客户费率上调的任何新的费率或关税机制。2021年2月24日，DC的PSC批准了和解协议中建议的2000万美元基本利率案。新税率于2021年4月1日生效。

2020年3月16日，哥伦比亚特区议会(DC Council)通过立法，禁止在冠状病毒突发公共卫生事件期间因未支付费用而切断电力和燃气服务。禁令于2021年10月到期，但由于客户服务问题，华盛顿燃气继续暂停某些收集活动，包括断开连接，直到获得华盛顿特区PSC的授权。2020年4月15日，DC的PSC发布了一项命令，授权华盛顿燃气建立一项监管资产，以捕获和跟踪从2020年3月11日开始谨慎产生的与新冠肺炎相关的增量成本。2021年4月19日，华盛顿燃气提交了一份旨在帮助客户的AMP提案，旨在帮助客户：1)降低或消除现有的新冠肺炎相关欠款，2)使账户成为活期账户，3)改善客户新账单的付款行为，4)避免断网，使客户的付款义务保持最新。根据拟议的AMP计划，每个参与计划的客户将参加该计划约12个月。在符合条件的客户登记参加该计划并及时支付每个新的每月到期金额后，华盛顿天然气公司将按比例授予每月欠款减免金额，以实现12个月期末完全消除欠款的目标。2021年8月9日，华盛顿特区PSC批准了华盛顿燃气的AMP。2021年10月8日，华盛顿天然气公司提交了关于AMP的新关税条款，并从2021年11月1日起实施AMP。

2021年9月15日，华盛顿特区PSC发布了一项命令，指示华盛顿燃气提交一份纠正行动计划，使华盛顿燃气在呼叫响应时间标准方面符合NGQSS。该命令还规定，在华盛顿天然气遵守NGQSS或华盛顿特区PSC另有决定的时间之前，华盛顿天然气不得因未付款而切断与天然气客户的联系。华盛顿特区的PSC还发现，遵守本命令所产生的成本不包括在华盛顿燃气的新冠肺炎监管资产中。最后，该命令指出，区议会的电力供应委员会发现，虽然它不能阻止华盛顿煤气寻求加价，但任何加价申请可应当事人的要求或由区议会的电力供应委员会搁置，直至这个表现问题得到圆满解决为止。华盛顿天然气公司于2021年9月27日向哥伦比亚特区PSC提交了一份整改行动计划。华盛顿天然气公司

在2022年1月符合呼叫应答和呼叫放弃NGQSS服务指标，并预计未来将保持这些指标的NGQSS级别。根据华盛顿特区PSC于2022年2月10日发布的命令，华盛顿天然气公司在获得委员会授权之前，将不会恢复断电活动。

马里兰州管辖权

2020年12月18日，MD的PSC发现，华盛顿天然气公司没有向MD的PSC提交年度报告，告知华盛顿天然气公司2003年汞调节器更换计划的状况，并因报告违规行为对华盛顿天然气公司处以75万美元的罚款。罚款是在2021年1月支付的，华盛顿天然气公司认为，MD的PSC裁决不会导致额外的责任。在2020年12月18日的命令中，马里兰州PSC还发现，华盛顿燃气提出的在完成汞监管调查后五年内更换所有剩余汞监管机构的实施计划，充分满足了更换马里兰州所有剩余汞监管机构的需要，符合公众利益。拟议实施计划的成本尚不清楚，这些成本的收回必须推迟到未来的费率案件。华盛顿天然气公司继续向MD的PSC提交关于该项目状况和成本的规定的年度和其他定期报告。

2020年3月16日，马里兰州州长发布了一项行政命令，命令受监管的公用事业公司在2020年5月1日之前停止断开住宅客户的连接和收取滞纳金，随后对该命令进行了修订，将该命令延长至2020年8月31日。2020年4月9日，MD公用事业委员会发布命令，授权每家公用事业公司建立一项监管资产，以记录从2020年3月16日开始审慎招致的新冠肺炎增量征收和其他成本的影响。2020年9月22日，MD的PSC采取行动，将暂停服务中断的期限延长至2020年11月15日。由于冬季暂停断电(11月1日至3月31日)，这导致住宅终端推迟到2021年4月1日。2020年8月31日，MD的PSC发布了一项命令，除其他事项外，指示公用事业公司在2020年10月1日之前不得从事服务终止和/或收取滞纳金，并且只有在满足终止通知要求之后才能从事服务终止和/或收取滞纳金。海事处的PSC还增加了实施客户付款计划的条件。应马里兰州PSC的要求，马里兰州的投资者所有的公用事业公司于2020年10月7日提交了一份联合提议的AMP计划，随后于2020年11月举行了一次立法式听证会。2020年12月21日，MD的PSC否决了拟议的AMP计划。海事处的电力供应中心会继续监察公用事业公司提供的客户欠款数据，并可能在日后再研究这问题。2021年2月15日，马里兰州议会通过了救济法。救济法包括大约8300万美元的资金，用于帮助马里兰州拖欠债务的居民客户。2021年6月15日, MD的PSC发布了一项命令，向华盛顿天然气公司拨款570万美元，以反映在客户账单上。这笔资金是在7月份收到的，华盛顿天然气公司已将这笔金额全额应用于客户账户。

2020年8月28日，华盛顿燃气向MD的PSC提交了一份申请，要求将其基本费率提高约2800万美元，其中包括目前通过STRIDE附加费收取的约600万美元，用于系统升级。拟议的税率反映了10.45%的股本回报率和7.73%的平均利率基础上的回报率。2020年12月8日，华盛顿天然气公司提交了反驳证词，修订后的收入要求约为2700万美元。2021年2月12日，PULJ发布了该案的拟议命令，并于2021年2月19日对拟议命令进行了勘误表(Errata)备案。修改后的拟议命令授权华盛顿天然气公司将其马里兰州天然气分销费率提高约1300万美元(包括500万美元的STRIDE附加费)，反映出9.70%的股本回报率。2021年4月9日，马里兰州PSC在考虑上诉后发布了一项命令，授权华盛顿天然气公司将其马里兰州天然气分销费率提高约1300万美元(包括目前通过STRIDE附加费收取的500万美元)，反映出9.70%的股本回报率。收入增加于2021年3月26日生效。2021年5月14日，MD OPC提交了重审请愿书，2021年6月2日，华盛顿天然气公司(Washington Gas)提交了反对重审的请愿书。2021年7月29日，MD的PSC驳回了重审的请愿书。2021年8月31日，MD OPC向PSC提出上诉，称MD拒绝了他们向巴尔的摩巡回法院重新审理的申请。华盛顿天然气公司已经提交了干预通知。MD OPC的初始备忘录于2021年12月15日提交，MD和华盛顿天然气公司的PSC于2022年1月14日提交了回复备忘录。海事处已於一月三十一日提交以下回覆备忘录：

2022年，巡回法院于2022年2月16日开庭审理。2022年2月25日，巴尔的摩市巡回法院推翻了马里兰州PSC于2021年7月29日的命令，将两个问题发回马里兰州PSC。

2021年9月30日，MD OPC提交了一项动议，要求制定纠正行动计划并施加民事处罚，或者命令华盛顿天然气公司提出委员会不应施加民事处罚的理由。MD OPC的请求声称，Washington Gas在与AltaGas的合并过程中违反了MD命令的PSC第11条，因为它没有投入必要的资源来确保继续遵守所有欧盟委员会的规定。特别值得一提的是，MD OPC断言，华盛顿燃气未能投入足够的资源提供客户服务，使客户无法成功和迅速地沟通投诉和纠纷。最后，MD OPC声称，由于Washington Gas不能接收投诉和纠纷，它无法根据“马里兰州法规”规定的义务令人满意地解决或报告这些投诉和纠纷。2021年10月15日，MD的PSC发布了一项证明因由命令，指示华盛顿燃气回应MD OPC动议，并提出MD的PSC不应施加民事处罚的原因。此外，MD的PSC命令华盛顿天然气公司包括一项拟议的纠正计划，该计划旨在解决合并后客户服务下降的问题。2021年10月22日，华盛顿天然气公司提交了对MD OPC动议的答复。2021年11月12日，MD OPC、蒙哥马利县和工作人员提交了对华盛顿天然气公司回复的回应。2021年12月23日，MD的PSC发现，除其他事项外：(1)华盛顿天然气公司在2016年至2021年6月22日期间违反了马里兰州法规；(2)华盛顿天然气公司在2018年6月至6月22日期间违反了AltaGas并购令的第11和11F条条件, 2021年；(3)委员会将安排一次听证会，讨论是否以及在多大程度上民事处罚是适当的；(4)华盛顿天然气公司提出的纠正行动计划经修改后被接受。2022年1月24日，华盛顿天然气公司(Washington Gas)申请对该命令的两个问题进行重审，包括强制实施某些呼叫中心绩效指标，以及设立监管责任来解释过去的成本。华盛顿天然气公司已经积累了35万美元，因为预计将受到与举报违规行为相关的民事处罚。2022年2月2日，马里兰州公共服务委员会(MD工作人员)的工作人员就华盛顿燃气违反马里兰州法规(COMAR)和合并条件的处罚提出了评论。MD工作人员建议委员会对华盛顿天然气公司处以75万至150万美元的民事罚款。欧盟委员会于2022年2月9日举行了听证会，以解决民事处罚问题，并考虑华盛顿天然气公司的重审请求。目前还没有做出决定。MD决定的PSC还可能处理其目前的指令，即华盛顿燃气应继续暂停催款信件、断线和滞纳金，直到华盛顿燃气连续三个月达到所需的客户服务标准。

弗吉尼亚州管辖权

2018年7月31日，华盛顿燃气向退伍军人事务部SCC提出申请，要求将天然气服务基本费率提高3800万美元，其中包括与节约附加费相关的1500万美元。此外，要求增加的收入纳入了TCJA的影响。临时费率在2019年1月计费周期内生效，可退款。2019年4月12日，华盛顿天然气公司提交了反驳证词，并将其最初的股本回报率从10.6%下调至10.3%，总回报率从7.94%下调至7.81%。2019年12月20日，欧盟委员会发布了一项最终命令，批准：(I)将基本利率提高1300万美元，以反映将1.02亿美元的储蓄投资从储蓄骑手转移到利率基数；(Ii)净资产收益率(ROE)范围为8.7%至9.7%，中间价为9.2%；(Iii)在8年内摊销无保障的超额递延所得税；以及(Iv)作为担保，在12个月内退还2600万美元的TCJA债务

2020年3月16日，退伍军人事务部SCC发布命令，禁止在冠状病毒公共卫生突发事件期间切断电、气、水和下水道公用事业服务，并建立了一些消费者保护措施。虽然退伍军人事务部的SCC命令被延长，但断开令(而不是消费者保护)于2020年10月5日到期。然而，在断电令到期后，弗吉尼亚州议会于2020年10月16日批准了一项立法，将延长对未支付账单或费用的住宅客户的断电禁令，直到州长确定该禁令不需要继续存在，或直到2020年3月12日宣布的紧急状态结束后至少60天，以较早的为准。这项立法还制定了消费者保护计划，要求公用事业公司向欠款客户提供免收费用的还款计划，而不需要押金或资格。

要求。这项立法于2020年11月生效。2020年4月29日，退伍军人事务部发布了一项命令，批准华盛顿天然气公司和其他弗吉尼亚州公用事业公司提出的创建监管资产的请求，以记录审慎产生的增量成本，并暂停可归因于新冠肺炎大流行的滞纳金。2020年10月16日，联合国大会通过的立法规定了公用事业公司报告坏账信息的某些报告要求，并根据公用事业公司的特定事实和情况，为公用事业公司提供了某些豁免，使其不受此类要求的影响。2020年12月8日，根据弗吉尼亚关怀救济基金奖，华盛顿天然气公司获得了770万美元的奖金，用于支付客户欠款。弗吉尼亚州的客户必须符合该计划建立的标准才能获得资金。资金已全部使用完毕。

2021年8月，弗吉尼亚州大会拨款1.2亿美元的ARPA资金，作为对截至2021年8月31日拖欠超过60天的住宅公用事业客户的直接财政援助。2021年12月6日，华盛顿燃气收到了690万美元的ARPA资金，用于支付住宅客户的欠款。

2021年12月1日，华盛顿天然气公司提交了2023年至2027年节约计划的拟议修正案，提议从2023年至2027年投资约8.89亿美元，以更换弗吉尼亚州风险较高的管道和设施。感兴趣的各方可在2022年4月8日或之前向退伍军人管理局提交意见。退伍军人事务部SCC的工作人员应在2022年4月22日或之前向委员会提交报告，其中包含其调查结果和建议，华盛顿天然气公司可在2022年5月8日或之前提交对工作人员报告的回应。退伍军人事务部SCC预计将在2022年5月30日左右做出决定。

2021年12月17日，华盛顿燃气提交了2022年5月至2025年4月期间天然气节约和费率制定效率计划(CARE计划)的拟议修正案，提议继续并扩大其面向弗吉尼亚州客户的能效计划组合，三年预算总额约为1200万美元。工作人员关于调查结果和建议的报告截止日期为2022年3月18日，华盛顿天然气公司对该报告的评论截止日期为2022年4月1日。退伍军人事务部SCC预计将在2022年第二季度做出决定。

关于WGL的收购，AltaGas和WGL已就DC和解协议的PSC条款以及MD的PSC和VA的SCC的批准条件做出了相关承诺。除其他事项外，这些承诺包括可分配给住宅和非住宅客户的费率抵免，以部分抵消天然气扩张导致的费率上涨，将天然气服务延长10年和其他计划，各种公共利益承诺，以及安全计划。截至2021年12月31日，这些合并承诺中约有700万美元已计入费用但未支付。此外，还有多项运营承诺，包括为缓解和减少泄漏积压提供资金，为防止损害努力提供资金，开发延长天然气服务的项目，维持合并前的服务质量标准，包括气味电话响应时间，增加供应商多样性，实现协同节约效益，以及与所有承诺相关的报告和跟踪，以及在合并完成后五年内开发15兆瓦的电网储能或一级可再生资源。

汉普郡煤气

汉普郡拥有地下天然气储存设施，包括位于西弗吉尼亚州汉普郡及其周边的管道输送设施，并运营这些设施为华盛顿天然气公司提供服务。汉普郡受联邦能源管制委员会(FERC)监管。华盛顿天然气公司购买了汉普郡的所有储存服务，并将服务成本计入其向客户支付的受监管能源账单的商品成本中。汉普郡在FERC批准的基于服务成本的“直通”关税下运营。

森科能源(Semco Energy)

Semco Energy的总部位于密歇根州休伦港。Semco Energy的主要业务是天然气公用事业。它在密歇根州经营受监管的天然气输配部门，业务名称为SEMCO Gas，在阿拉斯加的业务名称为ENSTAR。Semco Energy的天然气公用事业业务还包括CINGSA 65%的所有权权益，CINGSA是阿拉斯加一家受监管的天然气储存公用事业公司。天然气公用事业业务约占SEMCO Energy 2021年综合收入的99%。天然气公用事业业务向住宅和C&I客户购买、运输、分销、储存和销售天然气和相关的天然气分销服务，是SEMCO Energy最大的业务部门。

Semco Gas

在密歇根州，SEMCO Gas向密歇根州南部和密歇根州上半岛约31.7万个受监管的客户分销天然气，其中约92%是住宅客户。其余客户包括发电厂、食品生产设施、家具制造商和其他工业客户。

在过去三年中，SEMCO Gas的客户数量平均每年增长约1%(2021年增长约1%)。虽然这种模式可能偶尔会发生变化，但从长远来看，密歇根州每位客户的年平均用气量一直在逐渐下降，原因之一是，人们可以获得更节能的家庭和家用电器，并有动力投资于更节能的家庭和家用电器。

Semco Gas正在寻求机会，开发目前没有天然气供应的服务区。目前存在的扩张机会代表着相对较小的资产增长，但SEMCO Gas仍致力于其战略，即追求达到管理层目标投资回报的扩张项目。

运营

密歇根州的SEMCO天然气输送系统包括大约197英里长的天然气输送管道和6460英里长的天然气分配干管。管道和干线遍布密歇根州下半岛的南半部(包括阿尔比昂、巴特尔克里克、荷兰、奈尔斯、休伦港和三河及其周边城市)，也位于密歇根州上半岛的中部、东部和西部地区。

Semco Gas可以通过密歇根州及其附近的州际和州际管道获得美国和加拿大各地的天然气供应。为了向SEMCO Gas销售客户提供天然气，SEMCO Gas已与多家供应商协商了以NAESB协议形式购买天然气的标准条款和条件。

下表按客户类别列出了SEMCO Gas的交货量：

(1)在密歇根州，MPSC有一个名为Gas Customer Choice Program的计划，根据该计划，天然气销售客户可以选择从第三方供应商购买天然气，而SEMCO Gas继续向这些客户收取适用的分销费用和客户费用，外加余额费用。

(2)将客户排除在SEMCO Gas的非监管业务之外。

季节性

密歇根州的天然气分销业务是季节性的，因为大部分天然气需求发生在11月至3月的冬季取暖季节。因此，年化的个人季度收入和收益并不代表年度业绩。

SEMCO天然气的预测量是根据该期间预期的15年滚动平均度数设定的。温度波动影响SEMCO Gas的经营业绩。

材料监管发展和审批

按照MPSC 2012年9月发布的命令的要求，SEMCO Gas于2017年9月使用2016年的数据向MPSC提交了一份折旧研究报告。2018年4月9日，MPSC发布命令，批准和解协议和新的折旧率。与当前税率相比，新税率反映出折旧费用向上调整了约200万美元，并于2019年1月1日生效。Semco Gas被要求在2022年9月30日之前使用2021年的数据向MPSC提交新的折旧案例和更新的折旧研究。

2019年5月31日，SEMCO Gas向MPSC提交了一份请求，要求授权将SEMCO Gas的基本费率每年增加约3800万美元，预计测试年度为2020年。所要求的费率增加反映了2010年上一次费率案例中运营和维护成本的上涨，以及对Marquette Connector管道的投资。随着2020年MRP日落的到来，这个案例包括增加新的MRP和引入IRIP，以通过与当前颁布的MRP计划类似的附加费来收回与更换某些干线、服务和其他基础设施相关的资本成本。2019年11月，提交了和解协议，利率上调约2000万美元，允许股本回报率为9.87%。MPSC于2019年12月批准了和解协议，新费率于2020年1月1日生效。根据IRIP的批准，SEMCO Gas将完成一些总计5500万美元的项目，以提高基础设施的可靠性，并将从2021年开始向客户收取附加费。Semco Gas不能寻求提高一般费率，以便在2023年1月1日之前生效。

2020年4月15日，MPSC发布了一项针对所有公用事业公司的命令，允许监管资产会计计入超过批准利率的坏账。订单中没有涉及增量成本回收；但是，公用事业公司

分别于2020年4月30日和2020年5月13日提交意见和回复，内容涉及国资委应考虑与新冠肺炎相关的哪些非常成本、成本节约和增收，以及如何跟踪这些成本。此外，该订单还包括一系列额外的客户保护要求。2020年7月23日，公用事业委员会发布命令，要求任何寻求收回新冠肺炎相关费用(超过坏账费用)的费率管制公用事业公司，应不迟于2020年11月2日向公用事业委员会提交信息备案。Semco Gas没有为坏账建立监管资产，因为坏账费用预计不会超过上一次费率案件审理中批准的水平。此外，考虑到与完成此类监管申报相关的法律费用，SEMCO Gas确定，继续申请追回增加的新冠肺炎成本将是最低限度的好处。

MPSC在MPSC工作人员发布了一份关于能源可获得性和可负担性的报告后，于2021年2月18日发布了一项命令。该命令要求MPSC工作人员建立能源可获得性和可负担性协作，以协调EWR低收入工作组和每月能源援助计划工作组之间的努力并找到效率。协作组的第一次会议于2021年4月8日举行。MPSC工作人员于2021年12月17日提交了一份关于进展和建议的临时报告，其中建议继续开展能源浪费减少服务和能源援助之间的合作，以提高能源的可负担性和可及性。

2021年7月1日，SEMCO将其面向客户的能效计划-2022-2023年EWR计划提交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。Semco分别于2021年12月3日和12月22日提交了简报和回复简报。欧盟委员会预计将在2022年第二季度左右下达命令。

恩斯塔尔

在阿拉斯加，ENSTAR向大都市安克雷奇地区和库克湾周边地区的大约15万客户分销天然气，其中约91%是住宅客户。剩下的天然气销售客户包括医院、大学和政府大楼。Enstar还为发电厂和一家液化天然气工厂提供天然气运输服务。Enstar的服务区覆盖了阿拉斯加60%以上的人口。

在过去的三年中，ENSTAR的客户数量平均每年增长约1%(2021年将增长1%)。虽然这种模式偶尔会有变化，但从长远来看，阿拉斯加每位客户的年平均天然气消耗量一直在逐渐下降，这是因为有了更节能的家庭和家用电器，并有动力投资于这些家庭和家用电器。

运营

Enstar的天然气输送系统(包括SEMCO Energy的阿拉斯加管道公司)包括大约444英里长的天然气输送管道和3199英里长的天然气分配干管。Enstar的管道和干线位于阿拉斯加的安克雷奇和库克湾地区。

从历史上看，ENSTAR一直在库克湾(Cook Inlet)获得大量天然气供应，库克湾位于其服务区域内或附近。Enstar的分配系统，包括阿拉斯加管道公司的传输级管道系统，没有连接到主要的州际或州内管道，因此无法获得阿拉斯加、加拿大或其他48个州的天然气供应。因此，ENSTAR必须根据库克湾地区及其附近生产商的天然气供应协议采购天然气供应。近年来，库克湾的天然气产量大幅下降，库克湾生产商可提供的天然气产量也有所下降。ENSTAR的大部分天然气供应和交付需求都是通过与库克湾生产商签订到2033年的长期合同来提供的。

为了更好地满足ENSTAR客户的季节性交货需求，SEMCO Energy开发了CINGSA存储设施。

下表按客户类别列出了ENSTAR的交付情况：

季节性

阿拉斯加的天然气分销业务是季节性的，因为大部分天然气需求发生在11月至3月的冬季取暖季节。因此，年化的个人季度收入和收益并不代表年度业绩。

ENSTAR的预测量是根据该期间预计的10年滚动平均度数设置的。温度波动会影响ENSTAR的运行结果。

材料监管发展和审批

2018年3月23日，RCA致函阿拉斯加的几家投资者所有的公用事业公司，要求这些公用事业公司对TCJA做出拟议的回应。2018年4月26日，ENSTAR向RCA提交了降低费率的建议，反映出比2017年10月确定的年度收入要求减少了500万美元。2018年5月29日，RCA批准了ENSTAR提出的降低费率的建议，降低的费率于2018年6月1日生效。Enstar预计将在下一次税率案例中解决超额递延所得税问题。2020年11月4日，ENSTAR提交了一项动议，要求免除在2021年6月1日根据2020测试年度提起费率诉讼的义务，要求将提交截止日期推迟到2021年6月1日(基于2021年测试年度)。ENSTAR的三个客户在动议中提交了加入动议，司法部长提交了非反对意见。RCA于2020年12月15日发布命令，将下一起ENSTAR费率案件的提交截止日期延长至2022年6月1日，以2021年测试年度为基础。

2018年11月30日，阿拉斯加中南部发生7.1级地震，震中位于阿拉斯加安克雷奇附近。Enstar在其服务区域经历了大量的地面和地下天然气泄漏。2019年12月2日，ENSTAR向RCA提交了一份请求，要求建立一项监管递延资产，以在下一次利率案件中追回与地震相关的未投保损失。2020年10月20日，RCA批准设立一项约100万美元的监管资产，将在ENSTAR的下一次利率案件中确定的一段时间内通过利率摊销和收回。

2020年4月10日，阿拉斯加州州长签署了参议院第241号法案，该法案允许经认证的公用事业公司为州长于2020年3月11日宣布的新冠肺炎公共卫生灾难紧急情况下产生的非常成本和无法收回的住宅公用事业账单记录监管资产。关于新冠肺炎紧急事件造成的非常费用是否需要得到区域协调机构的批准，才能通过未来的费率进行恢复的决定。作为对参议院第241号法案的回应，2020年4月15日，区域CA开放了一份信息摘要，以收集包括公用事业公司如何处理新冠肺炎及其影响在内的信息。它还将在稍后的公开会议上讨论参议院第241号法案中关于欧盟委员会行动和监管资产截止日期的具体条款。Enstar收到了大约

安克雷奇、帕尔默、瓦西拉和马特苏区为CARE法案提供了120万美元的资金，所有这些资金都已用于ENSTAR客户账户。

CINGSA

Semco Energy通过一家子公司持有CINGSA 65%的股份。成立CINGSA是为了建造、拥有和运营CINGSA存储设施。天然气在每年夏季注入CINGSA储存设施，并在冬季根据需要提取以供使用。

CINGSA为ENSTAR和两家库克海湾地区的电力公司提供可靠的天然气储存服务，并为ENSTAR和其他四个客户提供可中断的天然气储存服务。Enstar已经认购了CINGSA大约80%的初始产能和大约69%的相关初始注气和抽气能力，其余的产能和注气和抽气能力由其他客户平分。

材料监管发展和审批

2020年3月2日，CINGSA按照RCA在2019年8月CINGSA费率案裁决中的要求提交了FRM提案。CINGSA于2020年8月提交了直接证词，其他各方于2020年11月提交了回应证词。CINGSA于2021年1月15日提交了答辩证词。2021年2月22日，CINGSA向RCA提交了一份规定。RCA于2021年5月21日发布命令，接受这一规定。

2021年7月1日，CINGSA向RCA提起费率诉讼，寻求批准基于1.055亿美元的费率基数、11.9%的ROE和59.99%的股权厚度增加约190万美元的收入。备案文件提议，从2021年8月1日起全面提高2%的临时利率，RCA于2021年7月29日批准了这一提议。CINGSA直接证词的发现于2021年12月30日结束，CINGSA于2022年1月31日提交补充证词，干预者的证词截止日期为2022年2月11日。证据听证会定于2022年6月举行，预计将在2022年第三季度末做出决定。

零售能源营销

AltaGas的零售能源营销业务由WGL Energy Services的业务组成，WGL Energy Services直接向位于马里兰州、弗吉尼亚州、特拉华州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州和哥伦比亚特区的住宅、商业和工业客户销售天然气和电力。

WGL Energy Services与Shell Energy North America(US)，L.P.有安全供应安排。根据这一安排，WGL Energy Services有能力从壳牌能源购买其大部分电力、天然气和相关产品，其结构可降低WGL Energy Services因抵押品入账要求而带来的现金流风险。虽然壳牌能源计划成为天然气和电力的主要供应商，但WGL能源服务公司保留从其他供应商购买供应的权利。与壳牌能源的供应安排将于2024年3月到期。

天然气

截至2021年12月31日，WGL Energy Services为位于马里兰州、弗吉尼亚州、特拉华州、宾夕法尼亚州和哥伦比亚特区的大约89,500个住宅、商业和工业天然气客户提供服务。WGL能源服务公司受其被授权为竞争性服务提供商的司法管辖区的公共服务监管委员会的监管。WGL能源服务公司签订了储存和管道能力合同，主要通过几条州际天然气管道从不同服务地区的公用事业公司分配运输释放和储存服务，以满足客户的需求。为了在客户需求旺盛期间补充WGL Energy Services的天然气供应，WGL Energy Services在华盛顿天然气等天然气公用事业公司分配的储存设施中保持天然气储存库存。这一存储库存使WGL能源服务公司能够满足每日和每月的需求波动，并将市场价格波动的影响降至最低。

电

截至2021年12月31日，WGL Energy Services为位于马里兰州、特拉华州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州和哥伦比亚特区的约88,100个住宅、商业和工业电力客户账户提供服务。WGL能源服务公司不拥有或运营任何其他发电、输电或配电资产。

竞争

WGL能源服务公司与能源批发供应商、受监管的电力公用事业公司和其他第三方营销者竞争，向客户销售天然气和电力。天然气和电力供应的营销者在很大程度上是在价格上竞争；因此，毛利率相对较小。

天然气批发价的大幅波动可能会对运营产生正面或负面影响。因此，风险管理政策和程序旨在将购买承诺和相关销售承诺不紧密匹配的风险降至最低。一般来说，随着天然气价格波动的加剧，交易活动的盈利机会也会增加。这些机会主要存在于短期运输和仓储价差、季节性仓储价差以及长期供应或基差交易中。

为了向零售客户提供有竞争力的价格，并遵守其风险管理政策和程序，WGL能源服务公司通过努力使供应商的交货承诺与服务销售客户的要求紧密匹配，来管理其合同组合。WGL能源服务公司的住宅和小型商业电力客户增长机会受到电力公用事业公司提供的SOS价格的重大影响。根据每个司法管辖区的监管要求，会定期为每个客户类别重置这些费率。由于这些SOS费率与当前市场价格的关系，客户增长机会要么扩大，要么收缩。

影响公用事业业务的环境因素

华盛顿天然气公司

华盛顿天然气公司受联邦、州和地方有关环境问题的法律法规的约束。这些法律和法规可能需要随着时间的推移持续支出，以控制对环境的影响。与环境法律和法规相关的遵守成本可能是巨大的，可能会发生变化。与华盛顿天然气公司运营相关的几乎所有环境责任，预计都是修复华盛顿天然气公司或其前身附属公司运营MGPS或储气罐地点的费用。环境响应费用的负债估计很难准确确定，因为可能影响特定地点最终补救费用的各种可变因素。这些因素包括但不限于：

·网站的复杂性；

·联邦、州和地方各级环境法律法规的变化；

·涉及的监管机构或其他各方的数量；

·新技术使以前的技术过时或现有技术的经验被证明无效；

·所需的补救程度；以及

·修复环境污染场地所需的估计时间和实际时间之间的差异。

华盛顿天然气公司已经确定了它或其前身可能操作MGPS的多达10个地点。华盛顿天然气公司上一次使用此类工厂是在1984年。关于这些操作，华盛顿天然气公司意识到，煤焦油和天然气制造过程的某些其他副产品存在于一些以前的地点或附近，也可能存在于其他地点。

根据2012年与哥伦比亚特区和联邦政府达成的一项同意法令，华盛顿天然气公司目前正在修复其位于华盛顿特区的东站物业，该物业毗邻阿纳科斯蒂亚河。补救措施包括地下水抽水和处理、焦油回收、土壤包裹和其他处理。此外，在哥伦比亚特区拥有的物业以东的另一处毗邻物业，华盛顿天然气公司同意进行现场调查，并根据能源和环境部(DOEE)的监督报告调查结果。此物业可能需要其他补救措施。

位于哥伦比亚特区拥有的物业以东的另一处毗邻物业“东方动力船艇俱乐部物业”(East Power Boat Club Property)，华盛顿天然气公司(Washington Gas)同意进行现场勘测，并在环境保护局的监督下报告调查结果。该房产受到能源部2019年7月12日的行政命令的约束。该行政命令被撤回，华盛顿天然气公司在与能源部同意的情况下签订了一项经谈判达成的行政命令，该命令于2020年3月11日生效。根据同意行政命令的条款，华盛顿天然气公司于2021年2月26日提交了一份补救调查报告。2021年3月11日，华盛顿天然气公司(Washington Gas)收到了一项行政命令，涉及阿纳卡斯蒂亚河(Anacostia River)据称存在辛斯。华盛顿天然气公司于2021年3月26日向哥伦比亚特区行政听证办公室提出了行政命令上诉。上诉正在审理中。

华盛顿天然气公司可能负责与阿纳卡斯蒂亚河沉积物项目(ARSP)相关的环境清理和政府费用。2016年2月，华盛顿天然气收到了美国能源部和国家公园管理局(NPS)关于ARSP的一封信，信中指出哥伦比亚特区正在对这条河进行单独的补救调查和可行性研究，以确定是否需要以及需要采取哪些清理措施，并准备进行自然资源损害评估。随后，环保部发布了关于修复阿纳卡斯蒂亚河“早期行动区”的临时决定记录(Rod)。虽然临时监测棒将东站确定为15个潜在的环境清理地点之一，但能源部建议根据华盛顿天然气公司现有的同意法令继续对东站进行补救，而不是作为ARSP的一部分。2021年6月14日，华盛顿天然气公司收到能源部和核电站的信件，通知公司可能负责与ARSP相关的环境清理和政府费用。2021年11月12日，美国内政部和国家海洋和大气管理局通知华盛顿天然气公司，这些机构作为受托人，将对阿纳卡斯蒂亚河进行自然资源损害评估，华盛顿天然气公司被确定为潜在责任方。华盛顿天然气公司目前无法估计与哥伦比亚特区对阿纳卡斯蒂亚河的环境调查相关的潜在损害总额或时间。虽然分配方法尚未确定，但华盛顿天然气公司已根据其在可行性研究成本中份额的潜在估计范围累计了一笔金额。

2021年5月27日，华盛顿天然气公司向马里兰州环境部的自愿清理计划(VCP)提交了位于马里兰州奇勒姆的一个前储气罐选址的申请。根据VCP申请，华盛顿天然气公司已根据一系列补救方案的潜在成本累计了Chillum地点的金额。马里兰州PSC发布的监管命令允许华盛顿天然气公司在截至2035年的一段时间内收回与马里兰州适用地点相关的成本。华盛顿特区PSC发布的费率命令允许华盛顿天然气公司在三年内收回谨慎产生的环境响应成本，并允许华盛顿天然气公司推迟额外的

费率案件之间产生的费用。退伍军人事务部的监管命令通常允许收回审慎的环境补救成本，只要这些成本包括在支持费率变化申请的基础财务数据中。

如果对适用环境法律或法规的修订要求将来在现场进行进一步的调查和补救，华盛顿天然气公司可能会承担重大责任。这一负债将被相应的监管资产抵消。如果任何成本不能通过监管程序或从华盛顿燃气任何司法管辖区的保险或其他潜在责任人处完全收回，这些成本将减少其收益和运营业绩。

Semco Gas

Semco Gas已经完成了其负责的两个MGP地点的调查和补救工作，并收到了密歇根州环境、五大湖和能源部对这两个地点的NFA信函。根据NFA信函的要求，Semco Gas未来将继续监控这些地点。

根据MPSC的会计命令，SEMCO Gas与这些MGP地点相关的环境调查和补救费用将在十年内递延和摊销。在基本利率情况下，相关摊销费用的费率确认要等到MPSC对成本进行审查后才开始。如果任何成本不能通过监管程序或从保险或其他潜在责任人那里完全从客户那里收回，这些成本将减少SEMCO Gas的收益和经营业绩。

由于到目前为止收到的NFA信件，SEMCO Gas认为，这两个地点中任何一个承担进一步责任的可能性都很小。然而，如果适用的环境法律发生变化，要求将来在现场进行进一步的调查和补救，SEMCO Gas可能会招致重大责任。这一负债将被相应的监管资产抵消。

环境、健康和安全法规还可能要求SEMCO Gas在其设施中安装污染控制设备、修改操作或执行其他纠正措施。

美国联邦航空和温室气体法规

温室气体报告计划(美国GHGRP)

美国温室气体排放方案要求报告来自美国大型温室气体排放源、燃料和工业气体供应商以及二氧化碳喷射点的温室气体数据和其他相关信息。美国GHGRP总共涵盖了41个类别的记者。设施决定是否需要根据设施内的工业操作类型、排放水平或其他因素进行报告。在下列情况下，设施一般须根据第98部提交年报：

覆盖来源的▪温室气体排放量每年超过25,000公吨二氧化碳；

如果▪供应某些产品，如果这些产品被释放、燃烧或氧化，将导致超过25,000公吨的温室气体排放；或

▪该设施接收25,000吨或更多二氧化碳用于地下注入。

AltaGas在美国的所有运营设施和某些公用事业设施都是按照美国温室气体排放标准(GHGRP)的要求运营的。

有关美国联邦和州空气排放法规的进一步讨论，请参阅“公司业务-公司/其他部门-影响公司/其他部门的环境考虑因素”。

中游业务

在截至2021年12月31日的一年中，AltaGas的中游业务贡献了65亿美元的收入(2020-16亿美元)，约占AltaGas在公司/其他部门和部门间剔除之前总收入的62%(2020-30%)。这一增长的主要驱动因素与2021年Petrogas整合的全年影响有关。

中游业务

AltaGas的中游业务是连接客户和市场的北美领先平台。从井口到潮水以及更远的地方，公司致力于为客户提供安全可靠的服务和连接，以促进他们的业务取得最佳结果。这包括北美液化石油气的全球市场准入，这为北美生产商和集合商提供了有吸引力的丙烷和丁烷净收入，同时提供了多样化的供应，并支持亚洲更强大的能源安全。

AltaGas的中游平台主要专注于不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼资源开发，并以全球出口为中心，该公司认为，从长远来看，全球出口是市场资源开发的方向。AltaGas还在加拿大西部沉积盆地(WCSB)和美国部分地区运营更广泛的中游基础设施资产，这些资产都专注于以尽可能高效的方式连接客户和市场。

AltaGas的中游平台有三个核心支柱，这三个支柱是彼此不可分割的，有助于公司的井口退潮和超越价值链。这些措施包括：

▪全球出口公司，其中包括阿尔塔天然气公司的两个液化石油气出口终端，该公司在那里有能力向亚洲主要市场出口高达150,000桶/天的丙烷和丁烷；

▪天然气收集和开采项目，包括1.2bcf/d的提取处理能力和约1.2bcf/d的原始气田处理能力，主要集中在蒙特尼地区；以及

▪分馏和液体处理平台，包括65MBbl/d的分馏能力和相当大的液体处理占地面积，在AltaGas和Petrogas的旗帜下运营。

中游业务还包括天然气和天然气营销业务、国内物流、卡车运输和铁路终点站，以及通过公司与ATCO Energy Solutions Ltd的Strathcona Storage合资企业的地下盐穴网络约320万桶的液体储存能力，以及AltaGas在山谷管道中的10%权益。

全球出口

AltaGas的全球出口资产专注于为北美生产商提供全球市场准入和NGL增值。全球出口资产延伸了AltaGas的综合价值链，并为AltaGas系统吸引了更多的产量，支持整个中游基础设施平台的未来增长，目前对亚洲市场的出口能力高达15万桶/日。

2021年10月15日，AltaGas向加拿大能源监管机构提交了一份申请，申请为期25年的丁烷出口许可证，日产量为4万桶。该申请使AltaGas及其合作伙伴能够继续将加拿大西部不断增长的液化石油气产量与全球市场连接起来。

RIPET

2015年10月16日，AltaGas与RTI签署了RIPET项目协议，2017年4月开工建设。2017年5月，AltaGas与Vopak签署了一项合资协议，根据协议，Vopak收购了RIPET 30%的股份。RIPET的商业运营于2019年5月开始，第一批丙烷货物从码头出发前往亚洲。

根据AltaGas中游设施的产量和已签署或正在谈判的商业合同，RIPET在2021年12月的实际产能约为54000桶/日，有能力将产能提高到80000桶/日以上。

该码头利用CN现有的铁路网和北美最深的港口，为加拿大的天然气生产商提供直接进入国际市场的机会，并与美国墨西哥湾沿岸相比具有15天的运输优势。由于RIPET是距离亚洲最近的北美液化石油气终端，它使加拿大天然气和丙烷生产商和集合商能够使其进入亚洲的市场渠道多样化，亚洲是丙烷的高端市场。RIPET能够储存60万桶丙烷。AltaGas预计将增加RIPET的吞吐量，因为它建立在RIPET的运营能力和全球交易对手网络的基础上。2020年8月21日，加拿大能源监管机构授予AltaGas额外的25年许可证，允许其从RIPET向北美和全球市场出口高达46,000桶/日的丙烷，使25年期出口许可证下的丙烷总出口能力达到92,000桶/日。2020年12月，自然资源部长批准了额外的许可证。

芬代尔液化石油气出口设施

芬代尔液化石油气出口码头位于西雅图以北约100英里处，是北美液化石油气产量的战略出口点。与RIPET一样，它处于竞争地位，以更短的平均运输时间服务于高需求的远东市场，并拥有与RIPET与美国墨西哥湾沿岸竞争的套利。

终端需求通过与加拿大和美国供应商的各种长期采购协议得到支持，这些供应商主要来自加拿大西部和美国北部部分地区的关键产区、加工设施和炼油厂，包括北达科他州的巴肯(Bakken)。Petrogas还与众多一级铁路供应商保持着服务协议，以便利用现有铁路网在北美地区利用价格具有竞争力的产品。该码头还通过管道连接到两家地区性炼油厂，为码头提供额外的供应、销售和收费服务机会。该航站楼的吞吐能力超过75000 Bbls/d，现场存储能力为80万Bbls，轨道侧线容量最多可容纳40节火车车厢。

天然气加工和开采

中游加工活动包括代表生产商将天然气从井口输送到AltaGas工厂的收集系统，在那里去除杂质和某些碳氢化合物成分，并对天然气进行压缩，以满足下游管道系统的操作规范。AltaGas的中游加工设施主要服务于WCSB的客户，这些客户将天然气输送到下游管道系统，并可以将生产商与全球液化石油气出口市场连接起来。AltaGas的总净许可处理能力约为2.4Bcf/d，其中约15%有能力处理含硫气体。AltaGas的所有加工设施都能够提取NGL。AltaGas加工活动的主要驱动力是吞吐量、进气口成分、收集和加工费以及运营成本，有几个设施受益于按需付费的合同。产能受到新油井连接、重新激活、重新完井、生产商进行油井优化、AltaGas加工设施服务地区的自然产量下降以及主线天然气供应的影响。

AltaGas的重要加工设施如下：

(1)由于包括了实际总吞吐量，因此不包括与尚未投入使用的项目相关的未来容量。

(2)包括Aitken Creek North和Nig Creek。

汤森复合体

汤森工厂由AltaGas全资拥有，是一个550Mmcf/d的天然气加工设施，位于圣约翰堡以北约100公里，AltaGas的Blair Creek设施东南20公里处。大部分加工能力是与该地区的蒙特尼生产商签订的长期按需付费协议。此外，汤森德工厂还能够为生产商提供NGL处理、处理和储存服务。请参阅下面的“分馏和物流”部分。

一条25公里长的天然气集合线将布莱尔溪油田集聚区与汤森德设施连接起来。

2018年8月，AltaGas与Kelt达成最终协议，为不列颠哥伦比亚省富含液体的Inga Montney开发项目提供能源基础设施解决方案。2020年第二季度，汤森2B和一条连接上游气田和AltaGas设施的天然气集输管道投产，增加了汤森综合设施的198Mcf/d C3+深切割天然气处理能力。根据最初的10年随取随付协议，扩建后的设施为Kelt提供了75Mcf/d的坚定原料气加工能力。2020年第三季度，康菲石油从凯尔特手中收购了蒙特尼地区因加/菲尔威德/斯托达特事业部的油气资产。自收购以来，AltaGas与康菲石油的所有经营协议仍然有效。

戈登代尔

AltaGas拥有Gordondale设施100%的股份，该设施的许可产能为150Mcf/d，用于处理含硫天然气。AltaGas运营该设施，该设施位于阿尔伯塔省格兰德草原西北约100公里处的蒙特尼保护区的Gordondale地区。Gordondale工厂根据一份长期的按需付费的合同，加工从Birchcliff的Gordondale Montney开发项目收集的天然气。该工厂配备了液体提取设施，为生产商捕捉NGL值。该电厂还配备了调峰发电机，作为电厂的紧急后备发电，以及在需求高或供应低时向电网供电。

布莱尔·克里克(Blair Creek)

AltaGas拥有Blair Creek设施100%的股份，该设施的许可产能为120Mcf/d。AltaGas运营该设施，位于不列颠哥伦比亚省圣约翰堡西北约140公里处。该设施

加工从该地区的蒙特尼生产商那里收集的天然气。该工厂配备了液体提取设施，为生产商捕捉NGL值。

艾特肯溪

2018年10月，AltaGas从黑天鹅能源有限公司手中收购了Aitken Creek加工设施50%的所有权，包括Aitken Creek North和Nig Creek。Aitken Creek North是一家浅层天然气厂，目前产能为110Mmcf/d(55Mmcf/d净)。NIG Creek是一家深切割天然气厂，产能为180Mmcf/d(90Mmcf/d净值)，于2019年第三季度投产。Nig Creek GP2B第一阶段通过增加入口压缩、销售压缩和其他工厂设备，将入口能力提高了55Mmcf/d(28Mmcf/d净值)。Ng Creek GP2B一期工程于2021年第三季度初完工，目前正在投产。第二阶段增加了25Mmcf/d的额外产能(净12.5Mmcf/d)，并包括一个用于额外液体回收的深度切割装置。第二阶段于2021年第四季度末完成。艾特肯加工厂位于NEBC富含液体的蒙特尼资源区，由电气石运营。AltaGas和电气石拥有长期的加工、运输和营销协议，其中包括AltaGas在NEBC的液体处理基础设施。

吉普

AltaGas拥有Jeep 100%的股份，Jeep的天然气加工能力为250Mmcf/d，能够生产高达10400桶/d的乙烷和其他NGL。

该工厂毗邻Nova Chemical的Joffre石化综合设施，从该综合设施使用的燃料气中回收乙烷和其他NGL。吉普生产的所有乙烷都是根据与Nova Chemical签订的长期服务成本型合同出售的。AltaGas将其天然气生产交付给Harmattan分馏厂进行进一步加工。由此产生的SPEC产品销往北美各地的市场，以最大限度地提高工厂门的净收益。

EEEP

AltaGas拥有EEEP 100%的股份。EEEP直接连接到艾伯塔省的乙烷收集系统和加拿大普莱恩斯中游的Coed NGL管道。该工厂的许可总进口能力为390Mmcf/d的天然气，总生产能力为30500桶/d的乙烷和其他NGL。

该设施的加工天然气供应艾伯塔省埃德蒙顿市的终端市场。目前，几乎所有的EEEP乙烷产能都是根据长期收费服务合同出售给乙烷买家的。NGL产品被送往萨斯喀彻温堡的分馏塔进行进一步加工。AltaGas以实物形式生产SPEC产品，并通过RIPET向北美和全球市场销售，以最大限度地提高工厂门的净收益。

根据与NGTL的天然气供应协议，天然气供应给EEEP，其中包括AltaGas有权从EEEP加工的所有天然气中提取液体。

哈马坦

AltaGas拥有位于阿尔伯塔省卡尔加里以北100公里的Harmattan的100%权益。哈马坦的天然气处理能力为490Mmcf/d，包括酸性气体处理、同流处理和NGL提取。此外，哈马坦拥有分馏和终端设施(参见下面的“分馏和物流”部分)。Harmattan的原始天然气供应基于艾伯塔省中西部地区的生产商活动。哈马坦作为其服务区内的大批量、低成本加工设施定位良好。

在哈马坦，根据各种商业安排和条款的合同，向大约70家生产商提供天然气加工服务。在Harmattan加工的天然气数量中，约有17%是根据REP协议的条款完成的，这些协议具有储量终身专用的条款。原料天然气的平衡

在Harmattan加工的是根据合同加工的，合同条款从一个月到保留期不等。大多数合同都规定了根据消费者物价指数(CPI)上调费用。

同向流处理允许利用Harmattan的NGL回收装置中的未使用产能，从NGTL系统西段的天然气中提取NGL。Co-Stream工艺提高了工厂的利用率，另外一个好处是，为Co-Stream工艺安装的设备提高了气体处理和Co-Stream客户的可靠性和效率。2012年，AltaGas与Nova Chemical签订了一项250Mcf/d的服务成本同流加工协议，涉及Harmattan的乙烷和其他天然气提取，最初期限为20年。AltaGas将以全额服务成本向Nova Chemical提供所有NGL或同流气体产品。

AltaGas通过三个热电联产设施在艾伯塔省拥有45兆瓦的热电联产能力，每个热电联产设施可以产生15兆瓦的电力。热电联产设施位于AltaGas的中游Harmattan设施，拥有一个热回收蒸汽发生器，能够从涡轮机废气中的废热中产生在Harmattan处理天然气所需的所有蒸汽。来自热电联产机组的多余电力被输送到艾伯塔省的电力市场。

管理层已经确定了与哈马坦之前的活动相关的环境问题。与分配责任的前经营者签订了环境分配协议。这项协议大大降低了AltaGas的土壤和地下水污染责任。请参阅本AIF中的“风险因素-退役、废弃和填海成本”。

年轻化

自2018年4月1日起，AltaGas的所有权降至年轻加工和提取资产的28.33%权益，以及年轻的分馏和终止资产的50%权益(请参阅下面的“分馏和物流”部分)。杨格拥有每天加工高达750Mmcf天然气的许可能力，AltaGas在这一能力中的份额为213Mmcf/d。剩余权益由Pembina持有，Pembina已承担工厂运营权。更年轻的工艺在西海岸传输系统和其他区域传输系统上运输天然气，以回收NGL。对Young的天然气供应取决于麦克马洪天然气厂加工的原料气数量，该厂基于不列颠哥伦比亚省东北部强劲的天然气产区。

分馏与物流

分馏产量是处理的NGL混合量、液体组成、装置的回收效率和装置上线时间的函数。由于AltaGas中游资产的整合和互连，分馏和物流活动通过通过铁路网、管道、RIPET和芬代尔码头提供进入北美和全球市场的NGL产品，为其他中游细分市场和客户提供整体服务。

AltaGas的物流基础设施由NGL管道、处理、储存、卡车和铁路码头基础设施组成，以AltaGas位于RIPET、Ferndale、Harmattan以及NEBC、Townsend和North Pine的关键中游运营资产为中心。

在NEBC地区，NGL管道网络将上游天然气厂生产商与AltaGas North Pine设施连接起来。NEBC NGL管道由三条液体出口线路组成，第三条线路于2020年第三季度投产，将汤森设施与阿拉斯加骇维金属加工上的汤森德卡车码头(30公里)和阿尔塔天然气公司的北松设施(70公里)连接起来。此外，连接北部Townsend综合设施的NGL和SPEC丙烷线路、通过60公里NGL管道(Aitken Connector)连接Aitken Creek设施的NGL和SPEC丙烷线路、通过支线连接加拿大自然资源有限公司(Canada Natural Resources Limited)的NIG工厂的NGL和SPEC丙烷线路，以及通过15公里SPEC丙烷线路连接西部电气石甘迪设施的NGL和SPEC丙烷线路都已于2020年上半年投产。AltaGas的物流基础设施还包括位于汤森综合设施的15,000桶/日天然气处理设施，该设施旨在处理从汤森深度切割工厂和艾特肯连接器输送的富含硫醇的天然气。

AltaGas的重要分馏设施如下：

哈马坦

Harmattan的NGL分馏能力为35,000桶/d，一个450桶/d的裂解油加工设施，以及一个200吨/d的工业级CO2设施。哈马坦是其作业区内唯一的深切割和全分馏工厂。哈马坦的分馏服务是根据与各种商业安排和条款签订的合同提供的，通常是按服务收费的收入。Harmattan分馏服务包括从该地区邻近工厂运送NGL混合物的卡车终点站，以及迪兹伯里的铁路终点站，装载量约为10,000桶/日。

年轻化

自2018年4月1日起，AltaGas在Young的NGL分馏、储存、装载、处理和终止中的所有权降至50%，其余权益由Pembina持有，Pembina已承担工厂运营权。虽然Young是其作业区内唯一的跨国工厂，但Alliance管道正在争夺当地的天然气供应。Pembina负责寻找AltaGas的天然气供应，AltaGas负责销售其生产的NGL份额。

北松设施

North Pine工厂是不列颠哥伦比亚省唯一的定制分馏工厂，与埃德蒙顿的运输和分馏相比，它为地区生产商提供了成本更低、净值更高的NGL替代方案。北松设施的第一列列车于2017年完成调试。北松工厂的第一列火车能够处理高达10000桶/日的NGL混合物。第二列列车于2020年第一季度投入使用，可额外提供1万桶/日的NGL混合燃料。

North Pine设施通过North Pine管道连接到Townsend卡车码头，该码头的日处理能力为10,000桶，通过与Townsend和Aitken Creek设施的生产商签订长期供应协议签订合同。North Pine工厂还与电气石Gundy工厂相连，并可接入CN铁路网，从而可以将丙烷、丁烷和凝析油运输到北美市场，并通过RIPET将丙烷运输到全球市场。

艾特肯

AltaGas和电气石已经签订了长期加工、运输和营销协议，包括AltaGas在汤森综合体和North Pine设施的液体处理基础设施。2020年3月，艾特肯液体管道投入使用，并与汤森北液体管道相连，将天然气从艾特肯溪和尼格克里克设施输送到汤森综合体。

终端和存储业务

AltaGas的中游业务还包括Petrogas的终端业务，该业务通过在北美各地具有战略位置的固定资产提供采购、运输、加工、存储和交付产品的能力，从而为其营销和分销业务提供支持。此外，码头业务通过按需付费或按服务收费的协议向第三方客户提供各种终端服务，这些协议在商品价格波动的环境下提供稳定的收益。

码头业务包括位于战略位置的原油和NGL资产，这些资产提供储存、混合、铁路和卡车物流支持以及水运液化石油气出口能力。

AltaGas的重要终端如下：

(1)作为Petrogas收购的一部分于2020年12月15日收购。

格里菲斯液化石油气码头

格里菲斯液化石油气终端100%由Petrogas拥有和运营，直接支持国内丙烷和丁烷的营销活动。该航站楼配备了进出站卡车和铁路基础设施，日处理量约为12,000桶，可轻松扩展至30,000桶/日。地下洞穴提供了700,000桶的存储能力，轨道侧线容量最多可容纳220节火车车厢。存储服务是以服务费为基础提供的，包括向管道连接的炼油厂收取费用。

萨斯喀彻温堡NGL码头

这个绿地设施由Petrogas 100%拥有和运营，由Petrogas建造，为营销业务提供多种产品存储和处理支持，同时还通过第三方协议产生服务费收入。

萨斯喀彻温堡的管道通过一条10公里长的Petrogas建造和拥有的管道连接到区域分馏设施和Strathcona储存洞，配备了卡车和铁路装卸基础设施，提供了25,000桶/日的吞吐能力。该航站楼的轨道侧线容量可容纳265节火车车厢，现场储油罐可容纳18万桶。该码头是RIPET和芬代尔目的地产品的重要集散地，为地区生产商提供了关键的出口敞口选择。

萨尼亚储存和原油码头合资协议

Sarnia储存和原油码头是与Nova Chemical的合资协议，为Petrogas提供原油储存和原油到铁路的基础设施通道。该码头位于安大略省南部，能够通过区域铁路网和Enbridge管道基础设施满足东部炼油厂和最终用户的原油需求。合资伙伴供应和管理航站楼资产，而Petrogas管理航站楼的营销和商业协议。根据合资安排获得航站楼资产的权利已记录为Petrogas的租约。该码头提供高达210万桶的原油和成品油储存能力，出境吞吐量由10000桶/日的铁路装载能力支持。该码头通过储存合同和储油罐租赁、铁路装载和原油供应的定期承诺产生收入。合资协议将于2028年到期，双方可酌情续签。

Strathcona Storage合资公司

斯特拉斯科纳储存设施是与位于萨斯喀彻温堡附近的ATCO能源解决方案有限公司的合资企业。Petrogas在该设施中拥有40%的工作权益，因此AltaGas拥有30%的净所有权权益。该设施的战略定位是帮助满足杜维奈和蒙特尼页岩盆地富含液体的产量增加带来的储存需求，同时还支持埃德蒙顿地区的石化需求。该设施由四个现役的地下储存盐穴组成，总储存容量为251.6万桶。第五个洞穴正在开发中，预计将于2022年上半年投入使用。

原油混合码头

原油混合码头由Petrogas 100%拥有和运营，由位于艾伯塔省和萨斯喀彻温省南部的五个混合码头组成。这些码头混合重质原油以满足管道规格要求，设计的平均运力为15,300桶/天。原料通过卡车运输基础设施和连接管道的电池提供，通过连接到区域管道具有卸货能力。

其他

Petrogas在北美各地拥有和租赁各种辅助存储资产，以支持营销和分销以及终端努力。地点包括雅克BC丙烷卡车码头、斯克兰顿丙烷码头、格恩西岛和埃德蒙顿租赁的原油储罐，以及关键枢纽的各种其他战略租赁的NGL仓库。

此外，AltaGas的天然气储存资产包括连接加拿大东部黎明枢纽的6.4Bcf Sarnia天然气储存设施50%的所有权。

卡车运输和井场流体

卡车运输业务

AltaGas的中游业务包括Petrogas的三个主要卡车运输实体，这三个实体通过在生产商、码头、客户和最终用户之间运输压裂液、产出水、原油和NGL，在WCSB和美国太平洋西北部提供运输相关服务。卡车运输业务在将供应商和客户连接到Petrogas基础设施资产、第三方码头或到国内批发市场的长途运输方面发挥了重要作用。

除了第一方的运量外，卡车运输业务还与地区石油和天然气生产公司保持各种协议，从偏远的钻探地点提供运输服务。协议可以包括总服务协议、常青期合同或现货装船。第三方拖运费由收货地点、交货点和运输长度决定。

井场流体和燃料

Enerchem International Inc.是Petrogas的全资子公司，是一家专注于生产钻井和井场流体以及消费燃料的加拿大公司。通过原油原料的分馏，Enerchem生产和分配用于钻探油气井的专有碳氢化合物流体，以提高生产率并解决下游生产商面临的油田生产挑战。

Enerchem在阿尔伯塔省的Sundre和Slave Lake经营着两个主要设施，每年能够处理超过150万桶的成品。这些工厂由位于WCSB各地的各种辅助存储和分配设施提供支持，这些设施提供了超过150,000桶的存储容量，战略上位于活跃钻探区域附近。

其他液体搬运服务

为了支持LPG和NGL的运输，AltaGas管理着一个由大约4600节火车车厢组成的铁路物流网络。AltaGas积极寻找机会为生产商购买和转售NGL，并交换、重新分配或转售管道容量和存储以赚取利润。这些活动的净收入来自低风险机会，这些机会基于管道系统之间的运输成本差异和不同时期商品价格的差异。利润是通过按照AltaGas的信贷和商品风险政策锁定买卖交易来赚取的。AltaGas还为公用事业天然气用户提供能源采购服务，并为许多天然气营销客户管理第三方管道运输需求。

Petrogas的营销业务主要集中在NGL和原油的购买、销售、交换和分销，主要是在其战略拥有和租赁的资产基础附近。通过利用Petrogas完全集成的基础设施基础和广泛的物流能力，营销团队能够在关键枢纽和各种碳氢化合物盆地采购具有竞争力的价格供应，以捕捉通过地区价格差异产生的套利机会。营销努力主要受到两个重点的推动：1)国内天然气和原油批发，以及2)液化石油气水运出口。此外，该业务还通过提供产品供应和出口销售协议谈判服务，为芬代尔出口码头提供运营支持。Petrogas通过维持一支广泛的租赁铁路车队来支持其分销努力。租赁是根据与多个出租人交错的到期时间表建立的，以确保轨道车的完整性和最新的DOT分类，所有租赁都是在全面服务的基础上进行的。

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3.41亿美元(2.75亿美元)。

山谷

AltaGas拥有山谷10%的股权。拟议中的受FERC监管的州际天然气管道由山谷公司(EQT和其他实体的合资企业)开发、建设和拥有，计划输送约2.0Bcf/d的天然气，并从西弗吉尼亚州韦泽尔县的Equitrans LP系统延伸300英里，到达弗吉尼亚州匹茨法尼亚州县的Transco‘s Station 165。

2022年1月25日，第四巡回上诉法院撤销了美国林业局和土地管理局的许可，这些许可允许管道穿过杰斐逊国家森林3.5英里的范围。2022年2月2日，第四巡回法院还发布了一项裁决，撤销MVP的美国鱼类和野生动物服务濒危物种法案生物意见(Biological Options)，在具体问题上将其发回。在管道有一个有效的生物学意见之前，陆军兵团已经表示，他们不会批准必要的许可。MVP继续审查这些决定并评估可能的前进道路，其中包括与相关联邦机构的合作以及对潜在法律上诉的考虑。截至2021年12月31日，该项目约完成94%，其中包括所有原始互联和压缩机站的建设。根据合同，AltaGas的风险敞口上限为最初估计的约3.52亿美元，截至2021年12月31日已得到满足。在2021年第四季度，

由于这些持续的法律和监管挑战，AltaGas对MVP的股权投资减损至3.52亿美元的账面价值。有关更多细节，请参阅2021年年度合并财务报表附注14。

2018年4月，AltaGas与EQM达成单独协议，收购建设州际天然气管道的侧向项目(最有价值索斯盖特项目)5%的股权。拟议中的管道将从弗吉尼亚州匹茨法尼亚州的山谷干线接收天然气，并向南延伸约73英里，到达北卡罗来纳州罗金汉县和阿拉曼斯县的新输油点。由于管道建设的监管和法律环境不断变化，以及与最有价值球员和最有价值球员索斯盖特项目相关的持续挑战，最有价值球员正在评估最有价值球员索斯盖特项目，包括与发货人就项目的选择进行讨论，包括可能对项目设计和时间进行更改，而不是按照最初的设想进行项目。按照最初的设计，AltaGas对该项目的总出资预计约为2000万美元。2021年第四季度，由于这些持续的法律和监管挑战，AltaGas对MVP索斯盖特项目的投资减损至账面价值为零。有关更多细节，请参阅2021年年度合并财务报表附注14。

竞争

作为连接生产商与国内和全球市场的液化石油气服务的领先供应商，AltaGas已经完善了其战略，并重新调整了其资产，以提高现有资产的利用率，吸引未来的增长，同时促进为今天和未来提供负担得起、可靠和更清洁的能源。AltaGas独特的从井口到潮水的综合价值链为客户提供出口解决方案和更高的净收益，这是进入包括亚洲在内的更高价值的全球能源市场的结果。

通过其集成的基础设施价值链，AltaGas能够通过RIPET和芬代尔将北美生产商从井口连接到全球液化石油气市场。AltaGas最近在其价值链中增加了两个目前正在建设中的VLGC，AltaGas的综合价值主张是一个独一无二的产品，具有复制的挑战性。无论如何，确保一致的成本竞争力和最高的净收益至关重要，因为AltaGas正在与WCSB争夺液化石油气供应。目前，RIPET和Ferndale的吞吐能力超过15万桶/日，约占WCSB液化石油气需求的三分之一。对北美天然气持续开发的预期，以及由此导致的北美液化石油气供需失衡，再加上亚洲需求强劲，预计北美和亚洲之间的价差将保持强劲。随着AltaGas的全球出口业务不断优化，AltaGas通过RIPET和Ferndale的结构和区位优势将增强生产商的净收益，并在液化石油气供应方面与其他北美LPG出口产品具有很强的竞争力。为了保护和提高我们的竞争优势，物流优化是AltaGas的首要任务。

在价值链的上游，AltaGas与大型、复杂的综合上游天然气勘探和生产实体，以及在WCSB运营的其他中游实体争夺天然气加工服务。AltaGas的核心天然气处理设施战略上位于富含液体的盆地，并提供额外服务，如液化石油气分馏、液体处理和铁路装载。这些设施为AltaGas的生产商和其他客户提供了为他们的NGL提供成本更低、净值更高的替代品的机会，有机会在地区销售他们的LPG，最重要的是，吸引了AltaGas出口终端的供应。2021年，AltaGas平均每天加工1.5Bcf，约占WCSB产量的14%。WCSB的大部分加工能力一般继续由上游天然气勘探和生产公司提供。凭借在液体加工和处理以及全球出口能力的支持下，AltaGas能够为加拿大西部生产商提供完全整合的价值链，AltaGas处于有利地位，能够为其现有加工设施的增量产能展开竞争，并吸引未来的增长。

中游利用率

AltaGas致力于持续改进、卓越运营和最大限度地利用其控制的所有设施，并不断超过WCSB的平均利用率。工厂的产量增加来自新的油井连接以及生产商进行的重新激活、重新完成和油井优化，这些增加被自然产量下降所抵消。全球出口量是由AltaGas中游设施的生产、WCSB的液化石油气供应以及与加拿大和美国供应商的各种长期采购协议推动的。

全球出口

2021年和2020年，RIPET的全球出口平均利用率为63%，然而，随着2020年向RIPET发放额外的许可证，在截至2021年12月31日的一年中，吞吐量增至50,695桶/日，而2020年为39,285桶/日。吞吐量的增加主要是由于物流和供应量的改善。在截至2021年12月31日的一年中，有32批货物运往亚洲，而2020年同期为27批。芬代尔的丙烷和丁烷出口量平均为38,636桶/日，在截至2021年12月31日的一年中，有28批运往亚洲，相比之下，日出口量为33,979桶，在Petrogas收购完成后的2020年间，有2批出口。

气体处理

核心资产的平均加工设施利用率从2020年的57%上升到2021年的62%，这主要是由于开采设施的生产量增加和汤森德综合体的生产量增加。

分馏

2021年平均分馏利用率为47%，高于2020年的38%，原因是北松扩建项目将于2020年第一季度投入使用，以及来自包括汤森深切割设施在内的NEBC设施的额外液体数量，由于2020年计划的扭亏为盈，较年轻的产量更高，以及哈马坦的卡车运入量更高。

重要的运营区域和客户

全球出口

作为在北美西海岸运营的仅有的三个液化石油气码头中的两个，以及仅有的两个能够装运VLGC和大型气体运输船的码头，RIPET和芬代尔码头与其他不位于西海岸的北美液化石油气码头相比，大大缩短了到亚洲液化石油气市场的运输时间。这两个航站楼都通过铁路网与北美的关键枢纽相连。

加工和分馏

AltaGas大约47%的加工量是通过Townsend Complex、Blair Creek设施、Gordondale设施、Aitken Creek设施以及位于NEBC富含液体的蒙特尼资源游戏的Young设施处理的。

AltaGas还通过North Pine和Young设施在NEBC地区拥有分馏能力。North Pine工厂与汤森综合设施互联，是不列颠哥伦比亚省唯一的定制分馏工厂，与埃德蒙顿的分馏相比，为地区生产商提供成本更低、净值更高的NGL替代方案。

Jeep和EEEP设施位于战略位置，利用石化行业和埃德蒙顿市的天然气消耗。Harmattan是一家重要的服务提供商，在中西部拥有很大的捕获区

艾伯塔省。哈马坦地区的许多其他设施目前未得到充分利用，这为AltaGas提供了巩固和提高资产利用率和盈利能力的机会。

中游合同安排

全球出口

RIPET和芬代尔的年产能目前通过商家供应协议和丙烷和丁烷的收费安排相结合的方式进行管理。AltaGas的计划是通过通行费安排增加RIPET和Ferndale的运力，重点是为AltaGas在WCSB的客户和供应商创建从井口到全球出口市场的综合价值链。

2022年，AltaGas已经达成协议，购买预计从RIPET发运的大约75%的丙烷。大约67%的RIPET丙烷产量是根据定期和中期合同出口的，而33%是根据本年度条状或现货合同出口的。

2022年，AltaGas还签订了丙烷和丁烷减量协议，购买预计将从芬代尔发货的产品的大约76%。大约76%的芬代尔丙烷和丁烷产量是根据定期和半定期合同出口的，而24%是根据本年度的条状或现货合同出口的。

加工和分馏

AltaGas根据与天然气生产商的合同收集、加工和分馏天然气和天然气。与大约60个对手方签订了大约208份有效的加工合同。这些合同大体上是：

▪确定阿尔塔天然气公司提供的收集和加工服务的费用；

▪为很大一部分合同确定流向生产商的运营成本；

▪定义了生产者对采集和加工服务的访问权限；

▪与生产商建立最低产量承诺，并使用适当的费用结构在合同有效期早期收回投资资本，其中阿尔塔天然气需要资本投资；

▪定义了在阿尔塔天然气公司的设施中加工未来生产的条款和条件；以及

▪在几家工厂建立了按需付费的加工费。

截至2021年12月31日的大多数合约都受到与CPI变化相关的年度价格上涨的影响。

如果天然气储备已根据合同投入使用，合同通常会延长一年以上，直至储备的寿命，这取决于AltaGas在该设施上投资的资本额。如果合约中没有指定储备，或AltaGas没有作出重大的资本投资，合约通常可由任何一方在一至三个月前通知终止。生产井通常在其整个生产寿命内都保持与处理系统的连接。

天然气加工设施所有者有权直接作为天然气所有者或通过NGL开采协议从天然气流中提取液体。典型的商业安排包括乙烷和天然气提取厂业主与天然气运输商签订天然气输送系统合同，以获得从运输商的天然气中提取天然气的权利。乙烷和天然气是从托运人天然气的能量含量中提取出来的。

乙烷和天然气提炼的价值是乙烷、丙烷、丁烷和凝析油作为单独的商品性商品的价值与它们作为天然气流动成分的热值之间的差值的函数。如果

这些组件不是以反映每种商品价值的价格提取和销售的，它们是作为天然气的一部分出售的，并以当时的天然气价格为其取暖价值创造收入。

分馏设备对将NGL混合物分离成规格丙烷、丁烷和凝析油收取费用。

影响中游业务的环境因素

中游业务受以下环境法规约束：

加拿大联邦空气和温室气体法规

多部门空气污染物规例

根据1999年《加拿大环境保护法》(The Canada EPA)颁布的《多部门空气污染物条例》于2016年6月17日获得通过。该规定要求特定工业设施和设备类型的所有者和经营者在全国范围内达到一致的性能标准。该规例的目的，是限制许多工业设施所使用的现代(新)及现有(现有)以气体燃料为燃料的非公用事业锅炉及加热器所排放的氮氧化物。

多部门空气污染物条例的某些条款于2017年7月1日生效，要求现代发动机注册和合规报告。已有发动机的合规义务于2019年引入，其中将包括NOx限制、NOx测试和O2测量、指定的维护/操作要求以及年度报告和记录保存。受监管实体将受到加拿大环境保护局规定的执法和合规要求和处罚。

AltaGas目前专注于评估和实施减排机会，以减少与其发动机、加热器和锅炉车队相关的NOx排放。通过发动机改进、技术实施和/或运行参数的改变，AltaGas预计将使AltaGas受监管的发动机总额定制动功率的50%达到4G/kWh的限制，目标是到2026年实现所有现有发动机的NOx限制为4G/kWh。

联邦碳定价

2016年12月9日，加拿大政府正式宣布《泛加清洁增长与气候变化框架》。因此，2018年6月21日，联邦政府颁布了《温室气体污染定价法》，实施从2019年开始生效的碳污染定价制度，适用于没有与联邦基准接轨的碳定价制度的省区。

2020年12月，政府发布了其强化的气候计划--“健康的环境和健康的经济”，该计划提议从2023年到2030年，每年将二氧化碳当量(CO2e)温室气体排放量提高15美元/吨，并考虑做出改变，以加强联邦基准标准。2021年8月，加拿大政府更新了2022年后碳定价的联邦基准。此次更新包括确认到2030年的国家碳污染最低价格，并加强加拿大所有省级定价系统必须满足的标准。

联邦碳污染定价方案由两个要素组成，这两个要素都可能影响AltaGas的业务：

▪对燃烧的化石燃料征收碳税，2022年定价为每吨50美元，然后从2023年开始每年增加15美元，到2030年达到每吨碳排放170美元；以及，

▪是一种基于产量的定价系统，适用于每年排放50,000吨或更多二氧化碳的工业设施，对于排放量低于门槛的较小设施可以选择加入。

以产量为基础的定价制度将适用于燃料燃烧的排放以及工业过程和产品合成产生的温室气体的排放。截至2021年12月31日，AltaGas有三个处理设施将超过每年5万吨二氧化碳的门槛，包括艾伯塔省的两个设施和不列颠哥伦比亚省的一个设施。这些设施将继续受这些省份的碳定价和报告系统的监管。联邦政府已批准艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的碳定价计划在2022年之前等值。

从2023年开始，各省和地区的碳污染定价系统将被要求满足加强后的2023年至2030年的基准标准，才能成为联邦承认的碳污染定价系统。最低要求包括：

▪碳污染定价系统的最低碳污染价格必须至少为2023年以二氧化碳计算的每吨温室气体排放65美元，每年增加15美元，到2030年达到每吨二氧化碳170美元；以及，

▪碳污染价格必须适用于燃烧来源温室气体排放量的同等百分比，这一比例将被司法管辖区的联邦支持系统覆盖。

联邦政府将寻求各省和地区的确认，以确定他们是否打算在2023年至2030年期间维持或实施碳污染定价制度。联邦政府将在2022年根据更新的联邦基准标准评估各省和地区提交的材料。根据温室气体污染定价法案，这将为2023年联邦支持碳污染定价系统的应用提供信息。

联邦温室气体报告计划(GHGRP)

加拿大环境和气候变化部门降低了2017营业年度温室气体排放方案报告的报告门槛。根据这一规定，温室气体排放方案将适用于加拿大更广泛的温室气体排放业务。工业设施的报告门槛从50,000吨二氧化碳降低到10,000吨二氧化碳。

截至2021年6月1日，由于报告门槛降低，中游地区有9个设施向GHGRP报告。

艾伯塔省

分层

TIER自动适用于每年产生10万吨或更多排放量的设施。这一门槛下的设施可以选择自愿成为TECH下的受监管设施，成为聚合设施。根据具体设施基准方法和高性能基准方法确定TECE下的减排义务。根据设施特定基准方法，设施需要将排放强度相对于设施的历史生产加权平均排放强度降低10%。从2021年开始，设施特定基准的严格性将以每年1%的速度增加。高性能基准设定为在选定的参考年份内生产每种基准产品的最高效设施的平均排放强度。

Tier为受监管的设施提供与CCIR下相同的合规选项。排放绩效信用和排放补偿合计不得用于满足单个合规年度设施总合规义务的60%以上。Tier还将维护排放性能信用和补偿的信用到期时间表，其中信用将在创建后8年到期。AltaGas的哈马坦(Harmattan)和戈登代尔(Gordondale)设施每年产生10万吨或更多排放量，都受到TIER计划的监管。

加拿大政府根据温室气体污染定价法案(GGPPA)从2020年1月1日起在艾伯塔省征收联邦燃料费。这项收费适用于艾伯塔省使用的所有化石燃料，包括石油和天然气行业的化石燃料，此前在上届省政府的领导下，这些燃料在2023年之前获得了碳税豁免，而该省的重点是减少甲烷排放。GGPPA包括豁免符合联邦基准标准的省级政策的设施的条款。TIER计划旨在满足联邦要求，保护受监管的设施免受遵守GGPPA的全部成本的影响，同时使用一种成本效益高、适合艾伯塔省行业的方法实现减排。阿尔伯塔省10万吨以下的AltaGas设施已自愿选择加入TIER计划，作为一个综合设施。每个选择加入的设施都将被要求满足TIER计划下的合规要求，但将免除根据GGPPA支付的联邦燃料费。

甲烷减量规则

艾伯塔省政府承诺，到2025年，石油和天然气作业的甲烷排放量将比2014年减少45%。新的石油和天然气甲烷标准的执行将由艾伯塔省能源监管机构与艾伯塔省能源和艾伯塔省气候变化办公室合作领导。艾伯塔省政府甲烷减排计划的细节于2018年12月13日公布，并于2020年1月1日生效。AER指令060规定了艾伯塔省所有上游石油工业油井和设施的燃烧、焚烧和排放要求，并提出了具体的操作要求，以解决逃逸排放和排放问题，这些排放和排放是石油和天然气行业甲烷排放的主要来源。这些运营要求可能导致重大的设备改造、设备更换、高级规划和投资，以确保合规性。此外，公司还被要求制定逃逸排放管理计划，该计划必须旨在随着时间的推移减少逃逸排放，以实现与2014年水平相比减少45%的目标。公司还将被要求根据设备或设施类型，按规定频率(每年或每三年)在其设施进行泄漏检测调查。AER指令017还规定了与AER指令060的要求相关的测量要求。

不列颠哥伦比亚省(不列颠哥伦比亚省)

温室气体工业报告和控制法

2016年1月1日，《温室气体工业报告和控制法》生效，其中包括确保不列颠哥伦比亚省的液化天然气设施有排放上限。这项立法取代了之前的温室气体减排(总量管制和交易)法案。

不列颠哥伦比亚省的Blair Creek设施、Townsend Complex、North Pine设施、RIPET和其他资产受报告义务的约束，截至2021年12月31日，均符合温室气体排放报告条例。

甲烷减量

修订后的不列颠哥伦比亚省石油和天然气委员会钻探和生产条例于2020年1月1日生效。该规定的修正案包括泄漏检测和修复。不列颠哥伦比亚省的设施许可证持有人将被要求根据设备或设施类型以规定的频率(每年或每三年)在其设施进行泄漏检测调查。

在勘测过程中发现的设施泄漏必须在30天内修复，如果修复需要关闭设施，则必须在下一次周转时完成修复。必须保存设施的勘测记录，包括勘测日期和使用的方法、检测到的任何泄漏的泄漏率以及泄漏修复信息。

除上述规定外，经修订的规例还包括各种天然气排放气体限制或对以下类型设备的限制：储罐、压缩机、节气设备、气动设备、气动设备

泵、压缩机启动器和乙二醇脱水器。这些设备特定的天然气排放限制可能会导致设备翻新或更换。

《碳税法案》

AltaGas在不列颠哥伦比亚省的运营设施按照不列颠哥伦比亚省碳税法案的要求运营。不列颠哥伦比亚省的碳税目前设定为每吨二氧化碳45美元，并将在2022年4月1日提高到每吨50美元。

CleanBC

2021年10月，不列颠哥伦比亚省政府宣布了一项更新的清洁能源计划，《2030年清洁BC路线图》，旨在确保不列颠哥伦比亚省到2030年实现温室气体减排目标，并为到2050年实现净零承诺设定方向。不列颠哥伦比亚省的计划包括几个针对不列颠哥伦比亚省经济的工业、交通、建筑和废物部门的战略。主要举措包括：

·制定更高的碳污染价格，与2023年至2030年的联邦要求保持一致或超过联邦要求，并为个人和企业提供内置支持；

·增加清洁燃料需求，并将不列颠哥伦比亚省生产的可再生燃料的目标翻一番，到2030年达到13亿升；

·更强有力的甲烷政策，到2030年将石油和天然气部门的甲烷排放量减少75%，到2035年几乎消除所有工业甲烷排放；

·要求新的大型工业设施与政府合作，展示它们如何与不列颠哥伦比亚省的立法目标保持一致，并提交到2050年实现净零排放的计划；

·加强清洁BC工业计划，在支持强劲经济的同时减少排放；

·实施方案和政策，使石油和天然气排放量与部门目标一致；

·对天然气公用事业设定排放上限，并通过多种途径实现这一目标；

·支持氢等低碳或无碳解决方案、森林生物经济和负排放技术等领域的创新。

华盛顿州

美国生态部关于温室气体排放的报告

生态部已经为任何设施制定了温室气体报告要求，这些设施的适用来源类别的温室气体排放总量超过每历年10,000公吨或更多的门槛。如果超过报告门槛，必须向生态部提交年度温室气体报告。

截至2021年12月31日，芬代尔液化石油气出口设施在实质上符合其温室气体排放报告要求。

美国联邦航空和温室气体法规

美国温室气体排放方案要求报告来自美国大型温室气体排放源、燃料和工业气体供应商以及二氧化碳喷射点的温室气体数据和其他相关信息。美国GHGRP总共涵盖了41个类别的记者。设施决定是否需要根据设施内的工业操作类型、排放水平或其他因素进行报告。在下列情况下，设施一般须根据第98部提交年报：

覆盖来源的▪温室气体排放量每年超过25,000公吨二氧化碳；

如果▪供应某些产品，如果这些产品被释放、燃烧或氧化，将导致超过25,000公吨的温室气体排放；或

▪该设施接收25,000吨或更多二氧化碳用于地下注入。

AltaGas在美国的所有运营设施都在美国GHGRP的要求下运营。

公司/其他细分市场

公司/其他业务包括电能实业及AltaGas的公司活动，包括一般公司投资及其他收入及开支项目，例如一般公司间接费用及利息开支，而该等项目并非直接归属于AltaGas的经营业务分部。在截至2021年12月31日的一年中，公司/其他业务的收入为1.08亿美元，不包括部门间抵销以及风险管理和交易活动(2020-1.35亿美元)。

电能实业

阿尔塔天然气公司的电能实业在加利福尼亚州和科罗拉多州从事容量、电力、辅助服务和相关产品的发电和销售。在2020年第三季度出售Pomona和Ripon后，AltaGas拥有578兆瓦的装机容量，来自燃气和剩余的分布式发电资产，具体如下表所示：

(1)2022年2月，AltaGas达成协议出售Brush II工厂。这笔交易预计将在2022年第二季度完成。

燃气发电

在南加州，507兆瓦的布莱斯能源中心(Blythe Energy Center)利用燃气发电，为CAISO运营的输电网提供服务，以覆盖主要由洛杉矶地区推动的高需求时期。由于与SCE的长期购买力平价协议的结构，该设施的大部分收入来自于可用于生产，而不是来自实际生产，因此提供了稳定的现金流。该设施直接连接到埃尔帕索天然气公司(ElPaso Gas Company)的一次供应天然气管道和南加州天然气公司(Southern California Gas Company)的管道作为二次供应源，并通过一条67英里长的传输线与SCE和CAISO互连，这条传输线也属于布莱斯(Blythe)，是布莱斯能源中心(Blythe Energy Center)的一部分。2019年，AltaGas宣布成功将Blythe设施重新承包给SCE。根据收费协议，SCE拥有所有运力、能源、辅助服务和资源充足福利的独家权利。该协议于2020年8月1日生效，有效期至2023年12月31日。

竞争

布莱斯能源中心根据购买力平价协议签约，直到2023年12月31日。根据收费协议，SCE在PPA期限内拥有所有运力、能源、辅助服务和资源充足性福利的独家权利。

影响公司/其他细分市场的环境考虑因素

包括在公司/其他部门的AltaGas的电能实业受以下环境法规的约束：

美国联邦航空和温室气体法规

《清洁空气法》

根据“清洁空气法”(Clean Air Act)，美国环保局有权为适用于全美的某些空气污染物设定联邦环境空气质量标准。“清洁空气法”可能会导致额外的控制要求、获得排放补偿的义务或允许延期，从而增加AltaGas天然气发电厂的监管负担，这些发电厂排放挥发性有机化合物和氮氧化物。

各州必须确保它们的空气质量至少符合美国环保局制定的环境联邦标准。一般来说，各州可能会选择实施比美国环保局更严格的性能要求。

此外，《清洁空气法》要求某些设施的空气排放必须获得建设和运营许可。

截至2021年12月31日，AltaGas在加州运营的天然气发电设施符合其空气许可要求，这些要求是根据联邦和州排放标准发布的。

加州温室气体法规

总量管制与交易计划

加州ARB最初设计加州限额交易法规是为了满足第32号(AB 32)议会法案的要求。加州的总量管制与交易计划是一个强制性的基于市场的制度，旨在通过设定温室气体排放的下降上限，随着时间的推移减少来自多个来源的温室气体排放。该计划始于2013年，目前已延长至2030年。排放上限以每年约3%的速度下降，目标是到2030年实现温室气体排放量比1990年水平至少减少40%。大型温室气体排放国必须按照其年排放量的比例向ARB提交合规文书。合规工具包括在拍卖或私下销售中购买的排放限额，分配给某些行业参与者的排放限额，以及有限比例的抵消信用额度。

截至2021年12月31日，AltaGas在加利福尼亚州的Blythe设施符合限额和交易要求。与符合AB32和加州限额交易计划相关的成本已根据适用的PPA转嫁到公用事业公司。

加州地下水法规

在加利福尼亚州，供水可用性可能不稳定，特别是在SGMA推进实施的情况下。SGMA将要求采用新的强制性要求，以期在长期内“可持续地”管理地下水。国家地下水管理局将管理地下水的主要责任交给了当地机构，称为GSA。GSA必须制定计划，在不导致地下水位下降、蓄水量减少、海水入侵、水质恶化、地面沉降或相互连接的地表水枯竭的情况下，最大限度地抽取地下水。尽管SGMA侧重于地下水供应，但地下水可获得性的减少可能会增加地表水需求，无论是来自当地还是进口的地表水供应来源。目前还不确定SGMA是否或如何影响布莱斯的供水。Blythe的设计目的是利用废水捕获和其他水循环技术进行操作。布莱斯的水在蒸汽产生过程中被重复使用，减少了该设施的用水量。

资本结构

资本结构描述

AltaGas的法定股本由无限数量的普通股和可在任何时间连续发行的优先股组成，这些优先股直接或通过转换或交换拥有总投票权，这些总投票权不到当时已发行和已发行普通股附带的投票权的50%。截至2021年12月31日，AltaGas有280,269,038股已发行普通股，6,746,679股A系列已发行股票，1,253,321股B系列已发行股票，8,000,000股C系列已发行股票，8,000,000股E系列已发行股票，6,885,823股G系列已发行股票，1,114,177股H系列股票和12,000,000股已发行K系列股票。

2020年12月31日，根据累计可赎回5年最低利率重置优先股I系列的条款，AltaGas赎回了其全部800万股已发行和已发行的I系列股票，赎回价格相当于每股I系列股票25.00美元。

以下有关普通股及优先股附带的权利、特权、限制及条件的摘要须受AltaGas的细则及细则所规限，并受其规限。

普通股

普通股持有人有权在AltaGas的股东大会上每股一票，在董事会宣布时获得股息，并在AltaGas解散或清盘时获得AltaGas的剩余财产和资产，但须符合优先于普通股的股份权利。

优先股(1)

下表汇总了AltaGas截至2021年12月31日的已发行优先股：

(1)本表只包括目前已发行及已发行的优先股系列。本公司获授权在符合若干条件的情况下，于适用的转换期权日期，于表格中与该系列相对注明的适用的当前已发行及已发行系列优先股的持有人转换后，发行最多8,000,000股D系列股份(F系列股份)。如果在适用的优先股系列转换时发行，F系列股票也可赎回25.50美元，D系列股票可在适用转换期权日期之后的任何日期以25.50美元赎回，外加截至(但不包括)指定赎回日期的所有应计但未支付的股息。

(2)A系列股票、C系列股票、E系列股票、G系列股票和K系列股票的持有者在董事会宣布时有权获得累计季度固定股息。B系列股票和H系列股票的持有者有权在董事会宣布时获得季度浮动股息。如果在转换适用的系列优先股时发行，D系列股票和F系列股票的持有者将有权在董事会宣布时获得季度浮动股息。

(3)AltaGas可根据其选择权，按每股赎回价格赎回全部或部分已发行股份，另加所有应计及未支付的股息，于适用的赎回期权日期及其后每五周年赎回一次。2022年2月16日，K系列持有人收到正式通知，所有已发行的K系列优先股将于2022年3月31日赎回。

(4)在若干条件的规限下，持有人将有权在适用的转换期权日期及其后每五周年将其某一指明系列的优先股转换为该另一指明系列的优先股，一如该表本栏所述。

(5)A系列股票、E系列股票和G系列股票的持有者将有权获得累积的季度固定股息，这些股息将在赎回和转换选择权日期以及此后每隔五年重新设置，股息利率等于当时的五年期加拿大政府债券收益率加2.66%(A系列股票)、3.17%(E系列股票)和3.06%(G系列股票)的总和。

(6)B股和H股的持有者将有权获得累积的季度浮动股息，此后每个季度的股息将重新设定为相当于当时90天加拿大政府国库券利率加2.66%(B股)和3.06%(H股)的总和。每个季度股息的计算方法是年化金额乘以本季度的天数，再除以一年的天数。从2021年12月31日开始，在2021年12月31日至2022年3月31日(但不包括)期间，B系列股票的浮动季度股息率为每股0.17192美元，H系列股票的浮动季度股息率为每股0.196582美元。

(7)B系列股票可以在2015年9月30日之后的任何日期(不是B系列转换日期)以每股25.50美元的价格赎回，另加截至(但不包括)指定赎回日期的所有应计和未支付股息。H系列股票可以在2019年9月30日之后的任何日期(不是H系列转换日期)以每股25.50美元的价格赎回，外加截至(但不包括)指定赎回日期的所有应计和未支付股息。

(8)C系列股票的持有者将有权获得累积的季度固定股息，这些股息将在可赎回和转换选择权日期以及此后每隔五年重新设置，利率相当于五年期美国政府债券收益率加3.58%的总和。

AltaGas可将优先股用于任何适当的公司目的，包括但不限于公共或私人融资交易或发行，作为获得额外资本的手段，用于AltaGas的业务和运营，或用于收购其他业务和财产。AltaGas不打算将优先股用作阻止收购要约的防御性策略。

董事会可以将任何未发行的优先股分成系列，并确定每个系列的股票数量及其名称、权利、特权、限制和条件。在累计股息和资本回报方面，每个系列的优先股将与所有其他系列的优先股平价，优先股持有人在AltaGas清算、解散或清盘(无论是自愿或非自愿)时，在支付股息和资产分配方面将排在普通股持有者和AltaGas任何其他优先股的持有者之前。

优先股作为一个类别所附带的权利、特权、限制及条件可予撤销、更改、修改、修订或放大或以其他方式更改，惟须经优先股持有人以法律规定的方式给予批准，但须最低限度要求该批准须由所有有权就该决议案投票的优先股持有人签署的书面决议案或以至少66%⅔%的赞成票在为此目的而召开的优先股持有人大会上以赞成票通过。

关于当前发行的和(如适用)已发行的下列股票附带的具体权利、特权、限制和条件：(I)A系列股票和B系列股票，请参阅招股说明书附录

日期为2010年8月11日的AltaGas；(Ii)C系列股票和D系列股票，参考AltaGas日期为2012年5月30日的招股说明书补充文件；(Iii)E系列股票和F系列股票，参考AltaGas日期为2013年12月6日的招股说明书补充文件；(Iv)G系列股票和H系列股票，参考AltaGas日期为2014年6月25日的招股说明书补充文件；(V)I股和J系列股票，参考AltaGas公司日期为2014年6月25日的招股说明书补充文件和(Vi)K系列股票和L系列股票，请参阅AltaGas于2017年2月15日发布的招股说明书附录。本公司的章程和本文所述的每一份招股说明书补充资料已提交至SEDAR，网址为www.sedar.com，可从SEDAR获取。

中期票据

AltaGas以MTN的形式发行了优先无担保票据。有关已发行和未偿还MTN的详细信息，请参阅AltaGas截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的年度经审计的综合财务报表附注16，该附注已提交给SEDAR，网址为www.sedar.com。MTN没有在任何交易所上市或报价。

WGL和华盛顿天然气笔记

WGL和华盛顿天然气公司(Washington Gas)发行长期票据，在利率、到期日以及看涨或看跌期权方面有单独的条款。这些票据的到期日可以是自发行之日起一年或一年以上。有关目前未偿还票据的完整清单，请参阅AltaGas截至2021年12月31日及截至本年度的经审计综合财务报表附注16。

固定利率对固定利率的附属票据，系列1

2022年1月11日，AltaGas结束了价值3亿美元的5.25%固定利率至固定利率次级债券的发行，系列1将于2082年1月11日到期。发行详情见AltaGas截至2021年12月31日及截至本年度的经审计综合财务报表附注33。

一般信息

员工

截至2021年12月31日，AltaGas雇用了2926人。

董事及高级人员

截至2022年2月25日，AltaGas有限公司的董事和高管作为一个集团，直接或间接实益拥有1,909,570股已发行普通股，或约占280,443,077股已发行和已发行普通股的0.68%。

董事

AltaGas的董事人数将不时由董事会决议决定。目前董事人数为11人，其中10人为独立董事。

任何董事的任期将持续到董事选举或任命后召开的下一次AltaGas股东年会，除非根据AltaGas的持续文件，如果发生死亡、辞职或罢免、取消资格或其他原因，任期将提前结束。股东每年有权选举董事会。麦卡利斯特曾建议他将在2022年股东大会上退休。

下表列出了AltaGas在2022年2月25日的董事姓名、他们的居住地以及他们在过去五年中的主要职业。

(1)独立董事。

(2)董事会裁定康希尔先生和麦卡利斯特先生根据国家文书52-110是独立的。康希尔于2016年4月从AltaGas首席执行官职位上退休，麦卡利斯特于2018年7月从华盛顿天然气公司首席执行官职位上退休。在每一种情况下，他们各自的退休日期已经超过三年，他们不再被视为与AltaGas有实质性关系。康希尔和诺尔从2018年7月24日至2018年12月9日担任临时联席首席执行官，直到克劳福德被任命为首席执行官，但临时职位并不影响他们的独立性。

(3)克劳福德先生作为该公司现任行政总裁，并不被认为是独立的。

(4)杜普兰蒂埃先生于2009年至2020年7月期间担任帕克钻井公司(Parker)的高级职员。派克公司及其某些美国子公司(统称为债务人)根据美国破产法第11章启动了自愿破产保护程序，并根据美国破产法第11章向德克萨斯州南区休斯顿分部的美国破产法院提交了预先安排的第11章联合重组计划。该计划随后进行了修订，并于2019年3月7日由破产法院确认。该计划于2019年3月26日生效，债务人从破产法第11章的案件中脱颖而出。

(注5)哈金斯在2010年12月15日至2013年2月19日期间是斯科普能源公司(Skope Energy Inc.)的董事会员。二零一二年十一月二十七日，根据CCAA，Skope获得艾伯塔省女王法庭的债权人保护，以实施经Skope债权人所需多数批准的重组。2013年2月，艾伯塔省女王长凳法院批准了此次重组。

AltaGas有四个董事会常务委员会：(1)审计，(2)治理，(3)人力资源和薪酬(HRC)，(4)环境，健康和安全(EH&S)。截至2022年2月25日，每个委员会的成员如下：

(一)沙利文女士将于2022年3月5日出任审计委员会主席。

行政主任

AltaGas现任高管的姓名、居住地和职位如下：

审计委员会

审计委员会的组成

该委员会目前由四名成员组成，他们是罗伯特·哈金斯、辛西娅·约翰斯顿、琳达·沙利文和南希·塔尔。哈金斯先生是委员会主席。沙利文将于2022年3月5日担任主席。根据加拿大证券法的定义，委员会的所有成员都是独立的、具有金融知识的人。

相关教育和经验

哈金斯曾在2002年至2004年担任彭格罗斯能源信托公司(Pengrowth Energy Trust)的首席财务官。Hodgins先生于1998年至2002年担任加拿大太平洋有限公司副总裁兼财务主管，1993年至1998年担任TransCanada管道有限公司首席财务官。Hodgins先生拥有西安大略大学理查德·艾维商学院的商学荣誉学位，是安大略省和艾伯塔省的注册会计师。他曾在多个

现任Enerplus公司审计和风险管理委员会主席，并在Gran Tiera Energy Inc.和Meg Energy Corp.的审计委员会任职。

沙利文女士于2016年至2019年担任美国水务公司执行副总裁兼首席财务官，在此之前于2014年担任高级副总裁兼首席财务官。在加入美国水务公司之前，她在爱迪生国际公司担任过各种职务，最后一次担任南加州爱迪生公司高级副总裁兼首席财务官是在2009年至2014年。沙利文开始了她在公共会计领域的职业生涯，当时她是安达信(Arthur Andersen)的审计师。沙利文女士拥有30多年的公用事业金融和监管经验。她分别于1991年和1996年获得注册会计师资格(非在职)和注册管理会计师资格。沙利文女士拥有波特兰州立大学工商管理和会计学士学位。沙利文是美国上市公司西北能源(Northwest Energy)审计委员会主席。

2015年至2017年，约翰斯顿女士担任TransAlta Corporation负责天然气、可再生能源和运营服务的执行副总裁。2011年至2015年，她在TransAlta担任过多个其他高管职位，包括TransAlta Renewables Inc.首席运营官、TAMA传动部总裁以及负责企业风险和企业服务的执行副总裁。在此之前，约翰斯顿女士曾在TransAlta和FortisAlberta担任过各种行政领导职务。在这些职位上，她承担着财务监督职责，并积极监督财务官员和公共会计师。她还负责一家大型上市公司的企业风险管理职能。她是上市公司罗素金属公司(Russel Metals Inc.)审计委员会的成员，也曾在其他私人实体的审计委员会任职，包括担任主席。她拥有卡尔加里大学的经济学学士学位和维多利亚大学的应用经济学硕士学位。

自2017年至2021年退休之前，塔尔女士一直担任坦帕电气公司(Tampa Electric Company)总裁兼首席执行官。坦帕电气公司是一家受监管的电力公用事业公司，也是位于佛罗里达州坦帕市的Emera Inc.的子公司。在此之前，她曾在2014年至2017年担任Emera的首席企业发展官。从1997年到2014年，Tower女士在Emera及其子公司担任过多个企业融资和运营方面的高级职位，包括Nova Scotia Power Inc.的财务总监兼客户运营副总裁、Emera的首席财务官以及Emera Newfinland和Labrador的首席执行官。托尔女士拥有达尔豪西大学的商业学士学位，并于1985年获得特许会计师资格。

审批前的政策和程序

根据委员会章程的规定，委员会必须预先批准外聘审计员提供的服务，并直接负责监督外聘审计员的工作。

按类别划分的外聘审计员服务费

AltaGas的外部审计师安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)在2021年至2020年期间收取的费用如下：

(1)由于收到发票的时间，2020年支付了与2019年相关的170万美元费用。

(2)代表安永收取的与AltaGas财务报表审计或审查的表现合理相关的担保和相关服务的总费用，并未在“审计费用”项下报告。2021年和2020年期间，所提供服务的性质包括：审查招股说明书和证券备案文件；研究会计和审计相关问题；审查形式合并财务报表；指定的审计程序；审查与养老金相关的会计原则变化；内部控制评估；费用分配手册审计；环境、社会和治理服务；以及加拿大公共问责委员会的注册费用。

(三)2021年至2020年，提供的服务性质为税收咨询、纳税遵从、转移定价。

(4)指安永就产品及服务所收取的总费用(与其他类别的服务费不同)，以及所招致的任何自付成本。在2021年至2020年期间，提供的服务的性质是翻译服务以及对AltaGas的IT风险管理和网络安全的评估。

危险因素

以下是与AltaGas和AltaGas业务相关的某些风险因素的摘要。以下描述的风险不是所有风险的详尽列表，也不应视为与正在进行的适用业务相关的所有风险的完整摘要。AltaGas的证券持有人和潜在证券持有人在作出投资决定之前，应仔细审查和考虑以下列出的风险因素以及本AIF中包含和引用的所有其他信息，并在必要时咨询他们自己的专家。有关AltaGas风险管理活动的信息可在AltaGas日期为2021年3月11日的管理信息通告中找到，也将包括在AltaGas为其2022年年度股东大会准备的管理信息通告中。

流行病、流行病或疾病爆发，如新冠肺炎大流行，可能会对当地和全球经济以及我们的业务、运营或财务业绩产生不利影响

流行病、流行病或疾病爆发造成的中断可能会对AltaGas的业务、运营、财务业绩和前瞻性预期产生重大不利影响。正如在应对新冠肺炎大流行时看到的那样，各国政府为抗击病毒及其变种的传播而颁布的紧急措施包括限制商业活动和旅行，与疫苗接种相关的任务，以及公共卫生指令，如要求隔离或检疫。这些行动扰乱了商业活动和供应链，扰乱了旅行，加剧了金融和大宗商品市场的剧烈波动，影响了社会状况，影响了国家和国际经济状况，扰乱了劳动力市场。此外，这些行动给劳动力、材料和设备等运营成本带来了通胀压力，降低了价格的可预测性。不能保证AltaGas应对潜在中断的战略将减轻这些风险或对其业务、运营和财务业绩的不利影响。未来对AltaGas的业务、运营和财务业绩的不利影响可能会成为现实，这些影响尚不清楚。

为了应对新冠肺炎大流行，阿尔塔天然气及其子公司于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不对运营和业务造成实质性干扰的情况下，应对“新冠肺炎”相关挑战。随着新冠肺炎大流行

鉴于风险持续存在，AltaGas继续采取积极措施，有效应对其运营所在司法管辖区不断变化的风险和监管要求，包括不断变化的国际旅行限制、冬季感冒和流感事件增加的可能性、疫苗接种率和要求、疫苗有效性以及新冠肺炎变异株的演变。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。

考虑到围绕新冠肺炎大流行的持续和动态性质，很难预测对北美或全球经济或我们业务的最终影响持续时间或影响程度。这种影响的程度将取决于未来的发展和高度不确定和迅速演变的因素。如果这些风险成为现实，该公司执行2022年业务计划的能力可能会受到不利影响。

健康与安全

AltaGas业务的所有权和运营受到收集、加工、运输、分馏、储存和销售碳氢化合物产品的危险，包括但不限于井喷、火灾、爆炸、气体泄漏、有害物质的释放和迁移、碳氢化合物泄漏、腐蚀以及破坏和恐怖主义行为。这些危险中的任何一种都可能中断运营，影响AltaGas的声誉，造成生命损失或人身伤害，导致设备、财产、信息技术系统、相关数据和控制系统的损失或损坏，并造成环境破坏，可能包括污染水、土地或空气。

此外，这种所有权和运营有可能承担与工人健康和安全相关的责任，包括但不限于任何或所有政府强制命令补救不安全条件的风险，违反健康和安全法律、执照、许可证和其他批准的潜在处罚，以及潜在的民事责任。遵守健康和安全法律(以及未来的任何变化)，以及许可证、许可证和其他批准的要求，预计仍将对AltaGas的业务至关重要。

安全一直是并将继续是AltaGas的核心价值，也是AltaGas运营方式不可或缺的一部分。AltaGas积极与其运营的行业团体和社区合作，以提高安全性。此外，AltaGas还制定了政策、程序和应急响应计划，AltaGas定期监测和评估这些计划，以确定其安全计划的改进机会。此外，在公用事业业务方面，在每个监管委员会的支持下，AltaGas正在加快更换老化的管道基础设施，优先考虑基于风险的方法，并已实施预防和补救措施，以解决从供应商那里接收的含低浓度轻烃的天然气数量增加导致其分配系统泄漏率增加的问题。

然而，不能保证发生上述任何事件或与之相关的额外工人健康和安全问题不会导致意外支出，或导致对AltaGas的业务和运营产生重大影响的罚款、处罚或其他后果(包括但不限于运营变化)。

经营风险

阿尔塔天然气公司的业务受到通常与天然气、天然气、液化天然气、液化石油气以及电力系统和设施的运营和开发以及储存和运输相关的风险的影响，包括但不限于机械故障、运输问题、物理退化、操作员失误、制造商缺陷、自然资源开发的限制、由于气候变化政策和倡议、抗议、激进活动、破坏、恐怖主义、供应中断、天气、风能或水资源偏差、灾难性事件和自然灾害、火灾、洪水、爆炸、这些类型的事件可能会导致人员伤亡、财产和环境损失，以及计划外停机或长时间停机

维护和维修。除其他事项外，这些事件通常会增加运营和维护费用，减少收入。任何此类事件的发生或持续都可能增加AltaGas的成本，降低其加工、储存、运输、输送或分销天然气、天然气、液化天然气和液化石油气的能力，并导致重大损失，可能没有足够或可用的保险。环境破坏还可能导致AltaGas资产的运营和保险成本增加，并对AltaGas的声誉及其与利益相关者合作的能力产生负面影响。

随着AltaGas的能源基础设施业务持续增长和多元化，AltaGas的风险状况可能会发生变化。经营实体可以进入或扩大经济敞口更大、风险资本更多的业务部门。

天然气供应风险

由于经济事件、自然事件和/或交易对手未能履行天然气采购、产能或储存合同，可能无法获得充足的天然气供应以及管道和储存能力来履行承诺的义务，因此可能对AltaGas的业务、财务状况和现金流产生重大不利影响。

此外，华盛顿天然气公司、SEMCO天然气公司和ENSTAR公司必须获得额外的州际管道运输或储存能力，并建设输送和分配管道，以向其系统的增长区提供额外的能力。在交货期足够长的情况下，可能无法预测任何较大规模客户增加到其市场的具体时间，这些供应选项的可用性可能会受到市场供求、Washington Gas参与新的州际管道建设项目的时间、当地许可要求以及获得必要通行权的能力的限制，这些供应选项可能会受到市场供求、华盛顿燃气参与新的州际管道建设项目的时机、当地许可要求以及获得必要通行权的能力的限制。这些限制可能会导致华盛顿燃气满足部分客户需求的能力中断。

Enstar的天然气分配系统，包括但不限于阿拉斯加管道公司管道系统，没有连接到美国或加拿大较低48个州的主要州际和州内管道或天然气供应。因此，ENSTAR根据RCA批准的长期合同从库克湾地区及其附近的生产商那里获得天然气供应。库克湾气田产量的下降可能会导致ENSTAR服务区的潜在产能问题。库克湾地区正在进行天然气勘探，包括但不限于与ENSTAR签订供应合同的生产商。可能建造一条天然气管道的活动也在继续，这条管道将从阿拉斯加的北坡延伸到阿拉斯加内陆，直到位于阿拉斯加中南部的液化设施。然而，对于这些与天然气供应相关的问题，包括这些管道何时建成和投入使用，或者通过这些管道运输的天然气供应是否可以提供给ENSTAR的客户，并由ENSTAR以RCA可以接受的条款和条件获得担保，都不能得到保证。

卷吞吐量

AltaGas的业务包括加工、运输和储存天然气、乙烷、天然气和其他商品。企业内部的产量取决于许多因素，包括WCSB内部的勘探和开发活动水平、适用商品的长期供需动态，以及市场参与者的监管和利益相关者环境。值得注意的是，由于北美非常规页岩气供应的发展，北美的天然气价格下降，并转向更丰富、NGL含量更高的湿气。有干燥气体的地区活动低迷。这些因素和行业趋势可能导致AltaGas无法维持某些地区的产能。因此，由于天然气、乙烷和天然气产量的减少以及运营成本的上升，AltaGas可能面临现金流和盈利能力下降的风险。

基础设施

随着公用事业基础设施的成熟，AltaGas的几家公用事业公司已经实施了更换计划，以更换老化的基础设施，并采取了其他预防和补救措施。如果某些管道和相关基础设施因维修、损坏、泄漏或任何其他原因而出人意料地无法输送当前或未来数量的天然气，可能会对公用事业业务的财务状况和运营业绩产生重大不利影响。尽管基础设施更换计划的成本通常会以费率收回，但需要持续的资金为此类计划提供资金。此外，由日益成熟的基础设施(如泄漏、设备问题和事故，包括但不限于爆炸和火灾)引起的运营问题可能导致法律责任、维修和补救成本、运营成本增加、资本支出增加、监管罚款和处罚，以及其他成本和客户信心丧失。发生这些事件所产生的任何责任可能不在保险或费率的全额覆盖范围内。

服务中断

因设施或管道系统意外的重大电力中断、第三方疏忽或关键更换部件不可用而导致的服务中断事件可能会导致AltaGas无法安全有效地运营其资产。这可能会对AltaGas的业务运营和财务业绩产生不利影响。

网络安全、信息和控制系统

AltaGas的业务流程越来越依赖由基础设施、技术和数据提供的信息系统和自动化。这些信息系统的故障可能导致业务流程受损，并且存在信息系统级联故障导致多个业务流程受损的风险。网络攻击的风险正在增加，有强有力的证据表明能源行业是特别的目标。此外，AltaGas在正常业务过程中收集和存储敏感信息，包括员工的个人信息和利益相关者(包括客户、供应商和投资者)的专有信息。

自宣布全球新冠肺炎大流行以来，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，没有因为IT基础设施问题而对其运营产生实质性影响。

AltaGas的信息技术或运营技术基础设施的安全漏洞，包括但不限于网络攻击和网络恐怖主义，或AltaGas的信息技术和运营技术基础设施的其他故障，可能会导致天然气分销运营中断和其他运营中断、安全运营的能力、延迟、资产、环境或AltaGas的声誉、客户信心下降、利润损失、数据丢失，包括但不限于，未经授权泄露对AltaGas运营安全或运营安全至关重要的客户、员工、财务或公司数据。重大法律索赔和责任或适用法律规定的罚款或处罚，并对其业务运营和财务业绩产生不利影响。如果AltaGas的任何系统损坏、无法正常运行或变得不可用，AltaGas可能会产生大量的维修或更换费用。

AltaGas的网络安全战略侧重于识别、检测和保护信息技术资产，并在事件发生时做出响应和恢复，其中包括但不限于持续的安全事件和事件管理监控、持续的网络安全培训和意识、进行第三方漏洞和渗透测试，以及网络事件响应规划和测试。然而，不能保证AltaGas会

AltaGas不会遭受网络攻击或信息技术故障，尽管实施了本战略并根据该战略采取了措施，包括但不限于上文所述，任何此类网络事件的发生都可能对AltaGas的财务状况和运营结果产生不利影响。

AltaGas依赖第三方和托管服务提供商提供各种服务。如果这些第三方遭遇网络攻击，他们向AltaGas提供的服务可能会中断。这一中断可能会干扰AltaGas的业务开展能力，进而可能对AltaGas的财务状况和声誉产生负面影响。此外，这些第三方持有的敏感数据被盗、损坏或不当披露可能会给AltaGas带来不良后果。

与气候有关的风险，包括碳定价

AltaGas可能同时面临与气候变化相关的过渡和物理风险。请参阅本AIF的“环境法规”、“公司业务-公用事业业务-影响公用事业业务的环境法规”、“公司业务-中游业务-影响中游业务的环境法规”、“公司业务-公司/其他部门-影响公司/其他部门的环境法规”、“环境、社会和环境法规-气候变化”。AltaGas的气候战略受到其业务在短期(不到3年)、中期(3-10年)和长期(+10年)与气候相关的风险和机遇的影响。AltaGas已通过其ERM流程将气候相关风险的管理纳入其所有业务领域。通过将这些考虑整合到我们的决策过程中，我们确保AltaGas处于有利地位，能够充分利用瞬息万变的形势。AltaGas认为与气候相关的风险包括：

▪当前和新兴的法律法规：AltaGas的设施和运营正在并可能受到省、州或联邦气候变化法规以及旨在管理或限制温室气体排放或提高报告要求的其他标准的约束。遵守这些规定的直接或间接成本，包括碳定价，可能会对AltaGas的业务、财务状况、运营结果和前景产生实质性的不利影响。这些成本中的大部分流向了AltaGas的生产客户，这影响了他们的利润和未来的资本投资决策。AltaGas的业务还可能受到影响其客户或供应商的法律法规的间接影响，只要这些变化导致客户减少使用天然气，或限制AltaGas生产商和其他供应商的运营或增加从AltaGas生产商和其他供应商获得的商品和服务的成本。AltaGas通过努力降低能源消耗、提高运营效率和实施碳减排战略来缓解这些风险。AltaGas的一些碳减排战略包括对达到或超过合规要求的技术进行投资，以将这些影响的成本降至最低。AltaGas积极监测立法发展，并参与公众参与机会，以确保考虑行业视角。

▪市场：阿尔塔天然气受到大宗商品价格波动以及需求、供应和消费模式变化的市场风险的影响，这些变化可能会影响我们的业务。AltaGas在业务线、大宗商品、市场以及风险管理、对冲和合同政策方面的多元化有助于缓解和管理这些风险。AltaGas的增长计划和投资使用市场基本面数据和预测来估计其产品的供需情况，包括客户增长、偏好变化、消费模式以及对大宗商品价格的影响。

▪技术：技术进步和改进可能会影响脱碳速度，从而影响AltaGas及其客户。由于节能技术的可获得性和投资动机，消费者的能源消耗发生了变化，这可能会减少客户需求并影响我们的业务。新兴技术被视为AltaGas战略规划流程和风险评估的一部分。它们是脱碳战略的一部分，例如使用热电联产设施、酸性气体注入、碳捕获和储存、先进的泄漏检测和甲烷捕获技术，例如华盛顿天然气公司获得专利的微型降压压缩机，用于在小空间捕获甲烷。

▪声誉风险：AltaGas非常重视与所有利益相关者建立和保持积极的关系，包括监管机构、客户和其运营社区内的当地土著居民。随着公众对自然资源活动越来越严格的审查，该行业的反对意见可能会影响我们的业务和声誉。AltaGas积极与其主要利益相关者接触，该公司建立的关系是执行其战略能力的核心。

▪Physical：监测与气候相关的物理风险，如野火、洪水和风暴，或气候模式的逐渐变化(如气温上升、海平面上升和降水变化)，因为此类事件可能会影响我们的资产、资本投资、运营或供应链。这些风险被考虑到资本投资、项目设计、AltaGas供应链的物流规划(如运输距离和路线)以及应急规划中。通过优化AltaGas处理和移动产品的方式以及通过适当的保险覆盖，这些风险也得到了缓解。

监管部门

AltaGas的业务在其开展业务的司法管辖区受到广泛而复杂的法律法规的约束。法规和法律受制于持续的政策举措，AltaGas无法明确预测未来法规的走向。监管环境的变化可能超出AltaGas的控制范围，并可能对AltaGas的业务、经营业绩和财务状况产生重大影响。在无法与生产商就费用或关税达成协议的情况下，管道和设施可以接受共同运营商和共同处理器的申请，并由监管机构设定费率。能源的出口和进口也需要得到监管部门的批准。电力设施必须获得监管部门的批准，并在电价、市场结构和处罚方面进行监管改革。Washington Gas、SEMCO Gas、ENSTAR和CINGSA在受监管的市场中运营，这些市场需要监管部门的批准，才能让公用事业公司有机会赚取规定的成本回收和资本回报的受监管回报，并可能限制做出和实施独立管理决策的能力，包括但不限于设定向客户收取的费率、确定成本回收方法和发行债务。AltaGas受监管的公用事业公司的收益可能会受到许多因素的影响，包括但不限于, (I)监管机构批准的资本结构中允许股本回报率和普通股权益部分的变化；(Ii)费率基数的变化；(Iii)输气量的变化；(Iv)客户数量和构成的变化；(V)实际支出与用于确定收入要求和设定客户费率的预期支出之间的差异；以及(Vi)通过费率案例收回计划外成本。监管和环境法的改变可能会增加AltaGas的运营成本，并要求加强披露。增加的支出可能包括资本支出、运营支出以及退役、废弃和回收成本，这些成本可能无法在市场上或通过费率案例收回。这些变化可能会对AltaGas产生不利影响，导致目前的业务和项目变得不那么有利可图或不经济，可能需要大量投资来开发新技术。

诉讼

在其业务过程中，AltaGas会受到诉讼和其他索赔。与此类诉讼和索赔相关的辩护和和解费用可能会很高，即使是对没有法律依据的诉讼和索赔也是如此。由于诉讼过程的固有不确定性，任何特定法律程序的解决都可能对AltaGas的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

法律的修改

适用的法律，包括但不限于国际贸易法和关税、环境法、政策或政府激励计划，可能会通过对AltaGas的业务活动施加限制或通过引入增加AltaGas运营成本的法规而对AltaGas产生不利影响。不能保证与能源基础设施相关的适用法律、政策或政府激励计划不会以对AltaGas产生不利影响的方式发生变化。

随着时间的推移，影响AltaGas的监管和环境法律已经改变，并将继续改变。对气候变化的担忧，包括温室气体排放、化石燃料和土地使用，可能导致引入额外或更严格的法律和法规，这将影响AltaGas，增加AltaGas面临的法律风险。

与AltaGas相关的所得税法律可能会改变，对其股东造成不利影响。这包括但不限于可能个别或集体导致AltaGas实际税率提高的税收和税收政策变化、税率变化、新税法和修订后的税法解释。

AltaGas可能面临与管道安全立法相关的监管和财务风险，这些立法寻求要求加强对管道运营的监督，以及增加对管道的投资和检查。额外的运营费用和资本支出可能是必要的，以保持符合此类提案导致的联邦监管增加的要求。虽然AltaGas不能确切地预测这些开支和支出的规模或何时生效，但采用这些建议可能会给AltaGas的业务带来巨大的额外成本。AltaGas的公用事业公司可能无法通过监管程序从客户那里收回全部或部分成本，这可能会影响从这些成本中赚取授权回报率的能力。

政治不确定性、内乱、恐怖袭击和威胁、针对这些袭击或战争行为的军事活动升级，以及其他内乱或激进主义

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。

恐怖袭击和威胁、军事活动或战争行为的升级，或其他内乱或激进主义可能会对总体经济状况产生重大影响，并可能导致消费者信心、支出和市场流动性的波动，其中每一项都可能对AltaGas的业务产生不利影响。未来的恐怖袭击、谣言或战争威胁、涉及美国或加拿大的实际冲突，或者军事或贸易中断，都可能对AltaGas的运营及其客户的运营产生重大影响。与美国和加拿大的其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受袭击的风险可能更大。此外，反对管道建设和运营的环保运动的增加可能会导致工程延误、对AltaGas产品和服务的需求减少、立法增加或许可证和通行权被拒绝或延误。最后，能源价格的中断或大幅上涨可能导致政府实施价格管制。这些事件中的任何一种，或它们的组合，都可能对AltaGas的业务、运营或财务业绩产生不利影响。

退役、废弃和回收成本

AltaGas负责遵守有关其设施在其经济寿命结束时退役、废弃和回收的所有适用法律和法规，其成本可能会很高。无法确切预测这些成本，因为它们是退役、废弃和填海时监管要求的函数，而实际成本可能超过AltaGas财务报表中显示的资产报废义务的基础的当前估计。特别是，管理层已经确定了与Harmattan和公用事业公司之前的活动相关的环境问题。有迹象表明，哈马坦之前的活动造成了严重的地下水和土壤污染。解决这些环境问题的成本可能是巨大的，这是有风险的。

此外，华盛顿天然气公司还记录了修复华盛顿天然气公司或其前身附属公司运营人工气体工厂(MGPS)的地点预计将发生的费用的环境责任。由于各种因素(包括通货膨胀的可能影响)可能影响其最终水平，很难准确地确定环境响应费用的负债估计数。见“环境法规”一节，“公司业务-公用事业业务-影响公用事业业务的环境法规”。

声誉

AltaGas非常重视与其利益相关者建立和保持积极的关系，包括但不限于AltaGas运营的社区、监管机构和当地土著人民。越来越多的公众关注和关注自然资源活动的感知影响，包括但不限于：勘探、开发、生产、加工和运输；对某些环境和社会方面的影响，如总体环境绩效、排放、空气和水质、噪音、灰尘、土地和生态干扰；以及就业和经济发展机会。社区、特殊利益集团(包括非政府组织)或土著人民对自然资源活动的反对最终可能影响AltaGas，包括其获得或维持许可的能力、与资本项目相关的预期时间和成本、其运营、股东信心和声誉。最近和拟议的监管改革可能会增加特殊利益集团反对和/或推迟某些资本项目的能力。请参阅上面的“法律变更”。对AltaGas的运营不利的宣传、AltaGas的合作伙伴或其他在能源行业普遍运营的公司可能会对AltaGas及其运营产生不利影响。虽然AltaGas致力于以对社会负责的方式运营，但不能保证其在这方面的努力将减轻这一潜在风险。

天气数据

公用事业和天然气分销业务具有高度季节性，大部分天然气需求发生在冬季取暖季节，冬季取暖季节的长度在AltaGas公用事业运营的每个司法管辖区都有所不同。冬季天然气分销收入通常占公用事业业务年收入的最大份额。不能保证长期的历史天气模式会保持不变。年度和季节与长期平均水平的偏差可能会很大。在马里兰州和弗吉尼亚州，华盛顿天然气公司已经制定了监管机制和费率设计，旨在通过消除因天气与正常水平的变化以及保护等其他因素导致的客户使用偏差的影响，稳定其从客户那里收取的净收入水平。如果华盛顿天然气的费率和关税被修改以取消这些规定，那么华盛顿天然气将面临与天气相关的重大风险。

AltaGas的零售能源营销业务的运营对天气和季节性都很敏感，很大一部分收入来自冬季向零售客户销售天然气以供空间取暖，以及在夏季向零售客户销售电力以供制冷。天气状况直接影响向客户输送天然气和电力的数量。天气状况也可能影响能源供应的短期定价，零售能源营销企业可能需要采购这些能源供应来满足客户的需求。同样，由于冬季储运价差有增加的趋势，AltaGas的中游业务具有季节性。偏离正常天气条件和这些业务的季节性可能会导致这些业务的短期现金需求和收益出现大幅波动。

土著权利和条约权利

土著人民主张和主张与加拿大和美国相当一部分土地有关的土著权利(如“加拿大权利和自由宪章”第35条所界定的)和条约权利。在土著人民的权利可能受到政府行动或决定影响的情况下，加拿大和美国政府有义务与土著人民协商，并在适当情况下容纳土著人民。AltaGas在提出此类索赔的地区运营。这些主张如果推进，可能会与开发活动相冲突，如果成功，可能会对一些问题产生重大不利影响，包括但不限于天然气生产、阿尔伯塔省和不列颠哥伦比亚省天然气和天然气开采项目的开发，以及不列颠哥伦比亚省和华盛顿州芬代尔的RIPET的运营，这可能对AltaGas的业务和运营产生重大不利影响，包括但不限于AltaGas设施加工的天然气数量，或收集和加工设施的运营或开发，能源

2021年，AltaGas颁布了一项土著参与指南，该指南支持积极参与土著社区的做法，以确保确定问题并促进建设性的问题解决。此外，AltaGas已采取积极主动的方式，在可行和合理的情况下加强土著人民对其业务的经济参与。该准则、与土著政府颁布的协议以及AltaGas采取的其他措施加强了各方之间的关系，同时尊重政府和土著人民之间不断演变的监管和司法关系。然而，AltaGas无法预测未来土著土地主张和其他权利的主张是否会影响其在这些地区目前或未来可能开展的业务和运营的能力。此外，任何未能与土著集团达成协议、冲突或分歧的情况都可能对AltaGas的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

2021年6月，不列颠哥伦比亚省最高法院在雅希诉不列颠哥伦比亚省一案中裁定，不列颠哥伦比亚省缺乏评估和考虑发展对根据条约8传递给土著人民的权利的累积影响的监管机制，不列颠哥伦比亚省不得继续授权违反条约所载承诺的活动。AltaGas在不列颠哥伦比亚省的第8条约地区运营天然气加工设施，需要该地区持续大量的天然气生产，以增长和维持这些发展。法院要求不列颠哥伦比亚省与条约8国协商，以便建立及时可执行的机制，评估和管理工业发展对条约权利的累积影响。截至撰写本文时，这些磋商正在进行中。虽然AltaGas乐观地认为，支持第八条约地区天然气持续开发的新监管框架最终将得到谈判和实施，但AltaGas无法预测这些谈判的结果以及由此产生的监管框架。

资本市场与流动性风险

AltaGas可能限制了获得资本的渠道，并增加了借款成本。由于AltaGas未来的资本支出将来自运营、借款和未来可能的股权出售所产生的现金，因此AltaGas为这些支出提供资金的能力取决于资本市场的整体状况以及投资者对能源行业投资的总体需求，特别是AltaGas的证券。

如果外部资本来源变得不可用或以苛刻条款或其他方式受到限制，AltaGas进行资本投资和维持现有资产的能力可能会受损，其资产、负债、业务、财务状况、经营业绩和股息可能因此受到重大不利影响。

如果运营现金流低于预期，或这些项目的资本成本超过当前估计，或者AltaGas产生与建设、开发或维护现有资产相关的重大意外费用，AltaGas可能需要寻求额外资本，以将资本支出维持在计划水平。未能取得

AltaGas的资本支出计划所需的融资可能会导致AltaGas的资本计划推迟或股息减少。

华盛顿天然气和SPE做出了某些圈护承诺，即圈护实体的资产将无法偿还任何非圈护实体的债务或合同义务。

一般经济状况

AltaGas的运营受到全球经济状况和整体实力的影响，尤其是加拿大和美国的经济。在经济低迷期间，对AltaGas提供的产品和服务的需求，以及电力、天然气和NGL的供应或需求可能会受到不利影响。经济状况不佳或经济低增长或负增长时期的出现，可能会对AltaGas的业绩产生不利影响，并限制AltaGas向股东派息的能力。

内部信用风险

信用评级影响AltaGas获得短期和长期融资的能力以及此类融资的成本。此外，AltaGas是否有能力从事普通课程衍生产品或套期保值交易，并以可接受的条款与客户和供应商维持普通课程合同，这取决于AltaGas的信用评级。

AltaGas的一家或多家评级机构将其债务的当前评级下调至投资级评级以下，将对AltaGas的融资成本及其获得流动性和资本来源产生不利影响。

此外，AltaGas的信用评级下调可能会影响AltaGas的能力以及相关成本，以(I)进行普通课程衍生产品或对冲交易，并可能要求AltaGas根据某些合同提供额外抵押品，以及(Ii)以可接受的条款与客户和供应商签订和维护普通课程合同。

此外，就WGL而言，信用评级的降低可能会导致更高的借款成本。与合并相关的承诺限制了华盛顿天然气公司从客户那里收回增加的融资成本的能力，如果这是由于AltaGas及其附属公司的持续从属关系造成的。因此，AltaGas或WGL的信用评级下调可能会限制华盛顿天然气公司赚取允许回报率的能力，从而对收益或现金流产生不利影响。信用评级旨在为投资者提供一个独立的衡量任何证券发行者信用质量的指标。评级机构分配给AltaGas证券的信用评级不是建议购买、持有或出售证券，因为此类评级不会就市场价格或对特定投资者的适宜性发表评论。任何评级在任何一段时间内不得继续有效，或在未来评级机构根据其判断情况有此需要时可完全修订或撤回。

外汇风险

AltaGas的功能货币是加元。AltaGas通过在美国的投资面临外汇风险，通过出口业务面临外汇风险。加元/美元汇率的变化可能会影响AltaGas的收益、美国投资的价值以及美国业务产生的现金。AltaGas在国际上开展业务，该公司在加拿大以外赚取的净收入中有越来越多的收入。因此，AltaGas可能会在产生负债的货币和产生收入的货币之间出现差异。由于征收附加税和货币兑换成本，这可能会对AltaGas的业绩产生不利影响。

石油天然气的整合

AltaGas收购了Petrogas的控股权，预计此次收购将增加某些财务指标，并带来其他运营好处，其中包括节省成本和运营

效率。实现收购Petrogas的预期收益受到许多不确定性的影响，包括AltaGas是否能够实现预期的增长机会和这种整合带来的协同效应。这些业务的整体组合还可能导致重大的意外问题、费用、负债、竞争反应以及失去客户和其他业务关系。未能实现预期收益或产生意外费用和负债可能对AltaGas的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

债务融资、再融资和偿债

AltaGas的一些业务活动依赖债务融资，包括资本和运营支出。信贷安排和长期优先无担保票据已经定义了条款，不能保证AltaGas将能够在到期时为任何或所有借款进行再融资。此外，不能保证AltaGas将能够始终遵守其当前借款下适用的契约，也不能保证AltaGas将能够获得可能为其运营和资本增长计划提供资金所需的新融资。AltaGas若未能获得再融资、未能获得新融资或未能遵守其借款项下适用的契约，可能会对AltaGas的财务业绩产生重大不利影响，包括维持向股东派息的能力。此外，AltaGas如果无法获得新的融资，可能会限制其支持未来增长的能力。

由AltaGas或代表AltaGas进行的借款或额外借款将影响业务的杠杆率。此类借款的利息和本金支付将优先于现金股息，并可能增加AltaGas业务的财务风险水平。AltaGas的债务禁止在此类债务下存在违约或违约事件的任何时间支付股息，或者如果由于支付股息而出现违约或违约事件。

如果AltaGas在到期时无法对债务债务进行再融资，或者无法以同样优惠的条款进行再融资，那么向股东派发现金股息的水平可能会受到影响。有关债务融资到期日的详情，请参阅AltaGas截至2021年12月31日及截至本年度的经审计综合财务报表附注16。

AltaGas认为，现有的信贷安排将足以满足其眼前的需求，没有理由相信它将无法按商业合理的条款续签现有信贷安排或为其长期优先无担保票据进行再融资。然而，全球经济形势的持续不确定性意味着AltaGas和其他能源公司可能限制了获得资本的渠道，并增加了借款成本。AltaGas的举债能力取决于资本市场的整体状况、AltaGas的信用评级质量以及投资者对能源行业的投资兴趣，特别是AltaGas的证券。按计划支付债务或为债务进行再融资的能力取决于AltaGas的财务状况和经营业绩。AltaGas的财务状况和经营业绩受当时的经济和竞争状况以及某些财务、商业和其他其无法控制的因素的影响。因此，AltaGas可能无法维持足够的运营现金流水平，使其能够支付债务的本金、溢价(如果有的话)和利息。这些情况可能会对AltaGas运营的行业及其业务产生不利影响，包括未来的运营和财务业绩。不能保证AltaGas的现金流足以支付未来的财务义务，也不能保证能够获得额外的资金。

利率

AltaGas面临可变利率债务的利率波动风险。利率受到加拿大、美国和全球经济状况的影响，超出了AltaGas的控制范围，因此可能对AltaGas的业务、财务状况和现金流产生重大不利影响。

交易对手和供应商风险

目前，全球供应链出现了重大延误和中断，部分原因是为应对新冠肺炎而采取的缓解战略。随着全球经济复苏，这些供应挑战可能导致可用产品短缺和价格上涨。如果AltaGas无法以可接受的价格获得其运营所需的产品，或者根本无法获得所需产品，这可能会导致计划中的运营活动延迟，并提高业务成本。AltaGas还可能面临更大的风险敞口，即合同交易对手可能无法履行对AltaGas的义务。重大交易对手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。

技术系统和流程事件

关键技术系统和流程无法有效支持信息需求和业务流程，可能会导致AltaGas无法有效、高效地测量、记录、访问、分析和准确报告关键数据。这可能会导致成本增加，并错失商机。

对某些合作伙伴的依赖

AltaGas与合资伙伴共同拥有某些设施。如果这些设施的运营商未能按照AltaGas计划的成本或方式运营，可能会对AltaGas的业绩产生负面影响。此外，对于非全资子公司，AltaGas依赖其他投资者履行其对项目或设施的承诺和义务。AltaGas已与合资伙伴就某些设施的任何或全部建设、运营或所有权达成各种安排。这些合作伙伴中的某些合作伙伴可能拥有或发展与AltaGas的目标不同甚至冲突的利益或目标。AltaGas不是指导此类设施的业务和运营的唯一权力，AltaGas面临着受到合作伙伴决定以及在运营和其他商业决策方面潜在分歧的影响的风险。任何此类差异都可能对此类设施的成功产生负面影响。

增长战略风险

AltaGas已经实施的战略和计划在2022年及以后继续实施的战略可能不会像预期的那样成功。未能充分实现AltaGas战略的预期收益可能会对AltaGas的业绩产生负面影响，包括导致无法实现其财务指导中规定的所有或任何目标。

建设与发展

AltaGas项目的建设和开发及其未来运营受加拿大和美国联邦、省、州和地方政府政策和法律的影响，包括但不限于与环境、土地使用、健康、文化、与其他各方的利益冲突有关的监管批准和法规，以及AltaGas无法直接控制的其他事项。

AltaGas管道资产的建设已经并可能继续遭遇立法和监管障碍，这些资产的建设和运营受到风险、设备故障、供应链中断、人员问题和相关风险的影响，这可能导致这些投资的价值下降，包括减值和/或延迟其启用日期，这将对运营结果产生负面影响。例如，AltaGas被要求每年或当发生表明某些资产的账面价值可能减值的事件或情况时，对该等资产进行减值测试。这种测试可能会导致资产减值，包括商誉、财产、厂房和设备、无形资产或某些投资。

由于这些资产与第三方的设施相互关联，这些设施的运营也可能受到这些第三方系统上发生的意外或无法控制的事件的不利影响。这些事件

这可能会进一步推迟AltaGas项目的启用日期或扰乱这些项目的运营，这可能会对AltaGas的财务业绩产生不利影响。

石油产品的运输

AltaGas的业务包括卡车和铁路运输石油产品，包括液化石油气、原油和其他成品油。天然气液体通过铁路和卡车从天然气生产商运往RIPET和芬代尔，并通过海运交付给客户。发货可能受到抗议、维权活动、罢工、服务延误、恶劣天气、火车车厢可用性、火车车厢脱轨或其他运输事件的影响，并可能对数量或收到的产品价格造成不利影响，或影响其声誉或导致法律责任、生命损失或人身伤害、设备或财产损失或环境破坏。如果发生涉及石油产品的运输事故，环境破坏、财产损失和/或人身伤害的成本可能会很高。加拿大主要铁路公司已经采用了标准合同条款，旨在将第三方索赔的责任转移到托运人身上。如果AltaGas最终要对其与铁路或海运石油产品运输有关的活动造成的任何损害负责，并且没有保险，或者由于新法规而增加了AltaGas的成本或义务，AltaGas的业务、运营和财务状况可能会受到不利影响。此外，在没有交通工具的情况下，AltaGas可能无法获得替代交通工具，因此可能会对其在RIPET、芬代尔或其他资产的运营产生不利影响。

保险不足和未投保的损失

不能保证AltaGas将能够获得或保持足够的保险范围，无论是在任何情况下，还是在它认为合理的费率下。此外，不能保证现有的保险将涵盖在经营AltaGas业务过程中可能出现的所有损失或责任。发生重大未投保索赔、超过AltaGas维持的保险承保限额的索赔或属于重大自保保留的索赔可能会对AltaGas的业务或业绩产生重大不利影响。此外，巨额的保险索赔可能会导致AltaGas未来资产的运营和保险成本增加。

竞争对AltaGas业务的影响

AltaGas在其零售能源营销业务方面面临着激烈的竞争。它与其他不受监管的天然气和电力零售供应商以及电力和天然气公用事业的商品价格产品展开竞争。竞争加剧，包括低于现行市场价格的公用事业商品价格报价，可能会导致销售量损失或增长机会减少。AltaGas的中游业务与其他中游基础设施和能源服务公司、能源批发供应商以及受监管公用事业公司的其他非公用事业附属公司竞争，以收购天然气储存和运输资产。AltaGas的公司/其他部门在商业能源系统业务中面临许多竞争对手，包括政府客户、根据节能绩效合同(ESPC)与客户签约的公司和根据UESC提供服务的其他公用事业公司，以及在可再生能源市场上的其他开发商、税收股权投资者、分布式发电资产所有者公司和贷款机构。这些竞争对手可能拥有多元化的能源平台，有多种营销方式；地理覆盖范围更广，更容易获得信贷和其他财务资源，或者成本结构更低，并可能进行战略性收购或在彼此之间建立联盟。不能保证AltaGas能够成功竞争，如果做不到这一点，可能会对AltaGas的运营业绩和现金流产生不利影响。

交易对手信用风险

如果合同的交易对手未能履行目前或未来对AltaGas的义务，AltaGas将面临与信贷相关的损失。AltaGas的信用风险与商品的销售、购买和交付交易对手、运输能力、能源系统设计和建设、投资条款以及长期交易有关。

合同包括PPA、EPA和按需付费协议。虽然AltaGas的大多数交易对手都是投资级质量，但AltaGas无法保证其交易对手的信用质量将保持在当前水平还是会下降。此外，对于非全资子公司，AltaGas依赖其他投资者履行其对项目或设施的承诺和义务。如果这些实体未能履行其对AltaGas的合同义务，此类失败可能会对AltaGas的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。AltaGas通过多元化经营和对交易对手的信誉进行审查，缓解了这些增加的风险。

市场风险

AltaGas在北美市场和(就出口业务而言)离岸市场都面临商品价格和利率波动造成的市场风险。在这些市场，大宗商品的供求受到许多因素的影响，包括但不限于：通货膨胀的重大成本、特定市场区域可从井口或储存设施获得的大宗商品数量、流行的天气模式、美国、加拿大和亚洲经济、自然灾害的发生以及管道限制。此外，零售能源营销业务还受其运营的电力池提供的某些辅助服务的定价影响。大宗商品价格的波动超出了AltaGas的控制范围，因此可能对AltaGas的业务、财务状况和现金流产生重大不利影响。

成分风险

开采业务受到WCSB生产并在AltaGas设施加工的天然气成分的影响。由于AltaGas设施上游工厂的加工水平以及AltaGas设施上游储气库生产的天然气组成等因素，气流的组成可能会随着时间的推移而变化。

抵押品

AltaGas能够从交易对手那里获得无担保信贷额度，以便为其能源服务业务采购天然气和NGL供应和服务。如果交易对手对AltaGas的信用敞口超过授予的无担保信用额度，AltaGas可能不得不提供信用证等抵押品。

代表协议

如果AltaGas根据代表协议的条款在较长一段时间内破产或发生重大违约，原Harmattan所有者可以象征性地收取费用，获得Harmattan内天然气加工厂的实际所有权。因此，在这种情况下，AltaGas可能会失去对天然气加工厂的投资，不包括AltaGas 100%拥有的设施。

普通股和其他证券的市值

AltaGas无法预测AltaGas未来发行的普通股、优先股或其他证券的交易价格。AltaGas的普通股、优先股和其他证券的交易价值不一定完全参考公司资产的基本价值来确定。可能影响此类证券市场价格的因素之一是此类证券的年度收益率。市场利率的提高可能会导致AltaGas证券的购买者要求更高的年收益率，这可能会对此类证券的市场价格产生不利影响。此外，AltaGas的证券市场价格可能会受到新发展的宣布、AltaGas经营业绩的变化、业绩与分析师预期之间的差异、信用评级的变化、一般市场状况的变化、证券市场的波动以及许多其他AltaGas无法控制的因素的影响。

股息的可变性

AltaGas宣布和支付普通股股息由董事会决定。可供股东分红的现金取决于众多因素，包括但不限于AltaGas的财务表现、利率、电价、天然气、天然气、液化天然气和液化石油气价格、债务契约和义务、营运资金要求、流动性和未来资本要求的影响。股息可能会完全根据AltaGas的运营及其资产表现而减少或暂停。如果AltaGas无法达到或以其他方式选择修改其股息目标，AltaGas的股票市值可能会恶化，而这种恶化可能是实质性的。

可能出售额外股份

AltaGas未来可能会增发股份，以直接或间接为AltaGas现在或今后直接或间接拥有的实体的资本支出需求提供资金，包括为这些实体的收购融资。此类增发股份可以不经股东批准发行。股东将没有与此类额外发行相关的优先购买权。董事会有权决定增发股份的价格和其他条款。任何普通股或可转换为普通股的证券的发行都可能对现有股东产生稀释效应。

劳动关系

布莱斯能源中心(Blythe Energy Center)和杨格能源公司(Blythe Energy Center)的运营和维护人员，以及华盛顿天然气公司(Washington Gas)和塞姆科能源公司(SEMCO Energy)的一些员工，都是工会的成员。RIPET运营的各个方面也是由工会成员的员工执行的。劳动力中断可能会限制Blythe Energy Center的发电能力、Young加工天然气和生产NGL的能力、RIPET的运营能力，或者可能影响Washington Gas和SEMCO Energy的运营，因此可能影响AltaGas的现金流和净收入。

关键人员

AltaGas的成功在很大程度上取决于其关键人员的技能和专业知识。AltaGas的持续成功将取决于它是否有能力留住这些人员，并吸引更多有才华的人员加入该组织。进入持续的劳动力市场以吸引所需的专业知识和经验是AltaGas成功的关键因素。与吸引和留住关键人员相关的成本可能会对AltaGas的业务运营和财务业绩产生不利影响。

风险管理成本和限制

AltaGas使用衍生金融工具来对冲与汇率、利率和大宗商品价格波动相关的风险。AltaGas不会出于投机目的进行衍生品交易。AltaGas的衍生品交易不能减轻与AltaGas业务相关的所有风险，也不能减轻未经授权活动的风险，尽管AltaGas的风险管理职能进行了适当的监督。任何此类未经授权的活动都可能对AltaGas的业务、运营和财务状况产生重大不利影响。

与WGL收购监管审批相关的承诺

在获得DC的PSC、MD的PSC、退伍军人管理局的SCC和FERC的任何必要同意以及获得CFIUS批准收购WGL的过程中，AltaGas承诺在几个协议和监管批准订单中进行各种计划、贡献和投资。AltaGas在遵守相关协议和订单的条款履行这些承诺时可能会遇到延误、意想不到的困难或额外成本。未能按照承诺的条款履行承诺可能会导致成本增加，或导致罚款或罚款，这可能会对AltaGas的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

提供退休计划福利的成本

向符合条件的现任和前任员工提供退休计划福利的成本受到AltaGas退休计划资产市值变化、债券收益率变化、人口结构变化和假设变化的影响。股票市场的任何持续下跌、债券收益率的下降、医疗成本趋势的增加或受益人预期寿命的延长都可能对AltaGas的退休计划负债、资产和福利成本产生不利影响。此外，AltaGas可能需要在未来增加其缴费，以便根据该计划和/或由于美国联邦资金要求保持目前的福利水平。

服务提供商的失败

AltaGas所依赖的某些信息技术、客户服务、供应链、管道和基础设施安装和维护、工程、薪资和人力资源功能均由第三方供应商提供。其中一些服务可能由加拿大或美国以外中心的供应商提供。根据这些协议提供的服务可能会因AltaGas无法控制的事件和情况而中断。AltaGas对这些服务提供商的依赖可能会对AltaGas的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。

环境、社会和治理

值

AltaGas的核心价值观是AltaGas与其客户、合作伙伴和其他利益相关者开展业务的基础，也是实现公司愿景和战略的蓝图。AltaGas的核心价值观是：

▪工作安全，思维负责；

▪诚信法案；

▪做出明智的决定；

▪取得成效；以及

▪投资于人并促进多样性。

AltaGas专注于推进每个ESG优先事项的计划包括：

·安全性和可靠性；

·能源可负担性

·能源发展

·网络安全

·多样性和包容性

·文化

·社区伙伴关系

AltaGas对ESG的承诺意味着坚持其核心价值观，并以共同的使命为目标而运作；提供安全可靠的服务；保护环境并将其影响降至最低，包括积极减少温室气体排放；对其人民和文化进行投资；成为客户首选的能源服务合作伙伴；对其社区进行投资；与土著人民、当地社区、政府和监管机构建立长期关系；确保健全的领导和监督、明确的角色、责任和问责；遵守稳健的风险管理做法；在资本部署方面遵守纪律。

2021年12月，AltaGas发布了2021年ESG报告，对照物质ESG绩效指标强调了其2020年的表现，并概述了气候、多样性和包容性以及安全等核心领域的一系列可持续发展目标。这份报告涵盖了AltaGas的综合企业ESG业绩(由于收购的时间安排在2020年12月中旬完成，Petrogas除外)，并对与AltaGas业务的长期可持续性相关的几个关键领域进行了综合考察。ESG报告可在www.altagas.ca上查阅。

治理

AltaGas的治理、政策和程序是支持合理决策的框架和基础。董事会监督社会和环境战略、倡议、目标和风险管理，董事会的每个常设委员会协助确定ESG战略，并在其任务和职能范围内管理相关风险。有关每个常设委员会的作用的更多细节，请参见ESG报告的第16页。董事会还评估和衡量在战略执行方面取得的进展，包括ESG倡议，以及实现战略目标所面临的短期、中期和长期风险。

政策

AltaGas在环境管理、健康和安全以及社会责任方面制定了一系列政策。值得一提的是，AltaGas的商业道德准则(COBE)确保其坚持其核心价值观，并以安全、尊重和道德的方式开展业务。COBE及其相关政策由董事会批准。AltaGas的董事、高级管理人员和员工及其承包商、顾问和其他代表必须证明，他们在加入AltaGas时以及此后每年都已阅读、理解并将遵守COBE及其主要政策。董事会监督COBE及其关键政策和相关程序的遵守情况，并监督为支持合规而实施的培训计划。培训包括全年根据新的或更新的政策或程序或为减轻新出现的风险而采取的具体举措。随着持续的远程工作和不断发展的网络安全格局，2021年的网络安全培训受到了越来越多的关注，包括为所有员工举办的一系列必修课。此外，各种主题的虚拟培训模块也是COBE年度认证过程的一部分。介绍的模块受到外部和内部因素的影响，旨在提供实际示例和指导，以确保对COBE有更深入的理解。AltaGas的COBE相关政策包括：

·反贿赂和反腐败；

·酒精和毒品；

·利益冲突；

·披露；

·环境、健康和安全；

·人权；

·信息安全；

·隐私；

·尊重工作场所；

·证券交易和报告；

·社交媒体和可接受的使用；以及

·告密者。

环境

环境、健康和安全

AltaGas的重点是卓越的运营，在满足客户能源需求的同时，在其运营的整个生命周期中最大限度地减少对环境的影响。董事会成立了环境、健康和环境委员会

安全委员会负责审查、监督环境、健康和安全战略、政策、合规性和风险(包括与气候有关的风险和机遇)，并向董事会提出建议。

AltaGas的EHS政策指导其致力于管理和最大限度地减少对环境的影响，并促进强大的、具有环保意识的文化。这包括实施通过主动识别和管理风险、使用创新技术以及应用经验教训和最佳实践来提高绩效来保护环境的计划。AltaGas的EHS管理体系提供了一个可追溯和透明的框架，该框架可以一致地应用于其运营，以推动责任追究、运营卓越和风险管理。每个业务部门都对其内部政策负责，并遵守特定于业务领域的司法要求。

为了确保AltaGas做好准备，其团队有能力快速、安全地应对紧急情况，该公司为其每个设施和所有业务部门制定了全面的应急计划。它定期进行紧急反应桌面，并与其事故指挥系统(ICS)协调进行演习，涉及急救人员。这些演习让我们更好地了解每一方在紧急情况下的角色和责任，从而更有效地作出反应。

环境监管

AltaGas面临着与影响其业务和运营的未来环境法律法规相关的不确定性。现有的环境法律法规可能会被更严格地修订或解释，而新的法律或法规可能会被采纳或适用于AltaGas，这可能会导致合规成本增加或额外的运营限制，其中每一项都可能减少AltaGas的收益，并对AltaGas的业务产生不利影响。

中游和公用事业部门受地方、省、州、地区和联邦立法的环境监管。环境立法对与某些公用事业和中游作业相关的排放到空气、土地和水中的各种物质进行了限制和禁止，并对与某些作业相关的土地和水的使用进行了限制。AltaGas的运营需要获得并遵守各种环境许可证、许可、批准和注册。除许可证和许可要求外，省、州、地区和联邦法律可能要求废弃、补救和回收使用寿命结束的资产，以满足省、州或地区当局的要求。不遵守适用的环境法规可能会导致民事或刑事处罚、环境污染清理要求以及影响未来运营的政府命令。越来越严格的环境法律、法规和执法政策，以及因当前或停止运营而可能对财产、员工、其他人员和环境造成的损害和伤害的潜在索赔，可能会在未来导致巨额成本和责任。AltaGas运营的环境风险通常包括但不限于：空气排放，如二氧化硫、氮氧化物、颗粒物和温室气体；对陆地的潜在影响；化学品或碳氢化合物的使用、储存或释放；产生、处理, 以及废物和危险废物的处置；以及水的影响。AltaGas持续评估其环境风险，并对其债务进行战略性管理，以满足司法要求，同时减少风险敞口。AltaGas还可能受到特殊利益集团的反对，导致监管流程延迟，这可能会影响时间表并增加成本。

还请参阅本AIF的“风险因素-声誉”、“风险因素-监管”、“风险因素-气候相关风险(包括碳定价)”、“风险因素-法律变更”和“风险因素-退役、废弃和填海成本”部分。

气候变化

与温室气体排放有关的法律和法规的变化可能要求AltaGas除了遵守适用于其运营的监测和报告要求外，还需要做以下一项或多项工作：(I)遵守更严格的内燃机排放标准；(Ii)采取更多措施控制输电和配电系统泄漏；(Iii)用污染控制改造现有设备或更换此类设备；或(Iv)减少AltaGas的温室气体排放，或根据颁布的要求，获得排放补偿、抵免或津贴或为排放缴税。AltaGas的业务也可能受到影响其客户或供应商的法律法规的间接影响，只要这些变化导致客户减少使用天然气，或限制从AltaGas供应商获得的商品和服务的运营或增加其成本。

本AIF的“公司业务-公用事业业务-影响公用事业业务的环境法规”、“公司业务-中游业务-影响中游业务的环境法规”和“公司业务-公司/其他-影响公司/其他业务的环境法规”部分讨论了特定于AltaGas业务部门的某些气候变化法规。

社交

土著群体

AltaGas认识到与土著人民建立持久、信任和互利关系的价值。2021年，AltaGas颁布了一项土著参与指南，以确保在参与实践、经济和社会效益的重点领域以及记录保存方面采用一致的方法。作为AltaGas项目的一部分，该公司可能与土著人民签订协议。这些协议的范围从使土著人民能够更多地了解AltaGas拟议的发展并参与监管进程的短期安排，到定义AltaGas和土著社区如何长期合作的协议。AltaGas的长期计划包括培训、就业、合同、供应商采购、环境保护和社区投资。

社区

AltaGas在许多不同的司法管辖区运营，并认识到每个社区都有独特的需求。为了满足每个社区的个人需求，AltaGas致力于建立建立在信任和倾听、学习和适应意愿基础上的长期合作关系。AltaGas对社区的承诺通过几个项目体现出来，包括：

劳动力

AltaGas的员工是公司的核心，是实现卓越运营的关键。在北美，AltaGas约3000名员工的多元化员工队伍以一套核心价值观和共同使命为指导。这种与一套共同原则的联系为AltaGas如何开展业务和执行其战略重点提供了基础。AltaGas的高绩效文化模式是建立在吸引、培养和留住优秀人才的基础上的。AltaGas通过人才开发、多样性和包容性倡议以及参与战略对员工进行投资。

分红

股息由董事会酌情宣布，董事会定期审查股息水平，并考虑AltaGas的综合净收入、维持和增长资本以及债务偿还要求对持续可持续现金流的影响。该公司的目标是通过每月定期向股东派发股息来支付一部分持续的现金流。

2021年期间，AltaGas每月向普通股支付现金股息。2021年12月3日，AltaGas宣布，从2022年3月31日起，普通股股息将按季度宣布和支付，而不是按月支付。A系列股票、B系列股票、C系列股票、E系列股票、G系列股票、H系列股票和K系列股票的股息按季度支付。

AltaGas的股息支付可能受到其信贷协议下的契诺的限制，包括但不限于在支付股息时或作为支付股息的结果存在违约或违约事件的情况下，或在合理预期违约或违约事件存在的情况下。在AltaGas清算、解散或清盘的情况下，优先股东优先于普通股股东支付股息。

下表显示了AltaGas在最近完成的三个财政年度就普通股和优先股支付的现金股息，以及Washington Gas从WGL收购完成到2019年12月20日赎回期间向Washington Gas优先股支付的现金股息。

(1)披露的金额以美元为单位。华盛顿燃气优先股于2019年12月20日赎回。

(二)第一系列股票于2020年12月31日赎回。

▪2021年12月3日，AltaGas宣布，董事会批准将年度普通股股息增加6%。与此同时，AltaGas正在从每月支付时间表转变为季度支付时间表，预计将在2022年3月、6月、9月和12月以每股普通股0.265美元(每年每股普通股1.0美元)的速度支付股息。这一变化将对将于2022年3月31日支付的3月份股息生效。

证券市场

下表提供了据报道的2021年1月至12月在多伦多证交所交易的普通股的高、低交易价和成交量，交易代码为ALA，按月交易：

A股系列股票在多伦多证交所交易，代码为ALA.PR.A。下表列出了多伦多证交所报告的2021年1月至12月A股系列股票的月度价格区间和成交量：

B系列股票在多伦多证券交易所交易，代码为ALA.PR.B。下表列出了多伦多证券交易所报告的2021年1月至12月期间B系列股票的月度价格范围和交易量：

C系列股票在多伦多证交所交易，代码为ALA.PR.U。下表列出了多伦多证交所报告的2021年1月至12月C系列股票的月度价格区间(美元)和交易量：

E系列股票在多伦多证交所交易，代码为ALA.PR.E。下表列出了多伦多证交所报告的2021年1月至12月E系列股票的月度价格范围和成交量：

G系列股票在多伦多证券交易所交易，代码为ALA.PR.G。下表列出了多伦多证券交易所报告的2021年1月至12月G系列股票的月度价格范围和交易量：

H股在多伦多证交所交易，代码为ALA.PR.H。下表列出了多伦多证交所报告的2021年1月至12月期间H股的月度价格范围和成交量：

K系列股票在多伦多证券交易所交易，代码为ALA.PR.K。下表列出了多伦多证券交易所报告的2021年1月至12月期间K系列股票的月度价格范围和交易量：

2020年12月31日，AltaGas赎回了所有已发行的I系列优先股。2022年2月16日，AltaGas宣布，拟于2022年3月31日赎回全部已发行的K系列优先股，赎回价格相当于每股K系列股票25.00美元。

信用评级

信用评级旨在为投资者提供一项独立的衡量证券发行信用质量的指标，是一家公司根据债务条款履行其债务财务承诺的可能性以及能力和意愿的指标。这些关于AltaGas信用评级的信息涉及AltaGas的融资成本、流动性和运营。AltaGas的融资选择可能会受到某些因素的影响，包括全球资本市场环境和前景以及AltaGas的财务表现。AltaGas以具有竞争力的利率进入资本市场的机会受到信用评级和评级前景的影响，这是由标准普尔、惠誉和穆迪等信用评级机构确定的，如果AltaGas的评级被下调，AltaGas的融资成本和未来的债务发行可能会受到不利影响。

标准普尔、惠誉和穆迪是提供信用评级的评级机构。标普和惠誉对债务工具的评级从高AAA到低D不等。穆迪对债务工具的评级从高AAA到低C。

惠誉还为优先股提供信用评级。标准普尔对优先股的评级从高P-1到低D不等。惠誉对优先股的评级从高AAA到低D不等。

下表汇总了AltaGas及其子公司的最新信用评级：

根据标普评级体系，债务人评级的BBB有足够的保护参数。然而，不利的经济条件或不断变化的情况更有可能导致债务人履行其财务承诺的能力减弱。从AA到CCC的评级可以通过添加加号(+)或减号(-)来修改，以显示在主要评级类别中的相对地位。

根据惠誉评级系统(Fitch Rating System)，“BBB”评级表明，违约风险的预期目前较低。支付财务承诺的能力被认为是足够的，但不利的商业或经济状况更有可能削弱这一能力。

根据穆迪的评级体系，A3评级表明信用风险较低。评级为A3的债务被认为是中上级别。

标普的P-3评级是标普根据其加拿大优先股评级标准授予的8个类别中的第三高评级，而P-3评级直接对应于其全球优先评级标准下的BB评级。加拿大优先股评级标准完全由全球优先股评级标准确定，没有与确定加拿大优先股评级标准相关的额外分析标准。根据标普评级体系，尽管评级为P-3的证券被认为具有显著的投机特征，但与其他投机问题相比，它们较不容易受到无法支付的影响。然而，它面临着持续存在的重大不确定性或暴露在不利的商业、金融或经济条件下，这可能导致债务人履行其对义务的财务承诺的能力不足。从P-1到P-5的评级可以通过“高”和“低”等级进行修改，这两个等级表示在主要评级类别中的相对地位。

惠誉(Fitch)对该公司进行的“BB”评级表明，违约风险的脆弱性上升，特别是在业务或经济状况随着时间的推移发生不利变化的情况下；然而，存在支持履行财务承诺的业务或财务灵活性。

穆迪的P-2评级是穆迪在其全球短期评级标准下授予的四个类别中第二高的评级。根据穆迪的评级定义，评级为P-2的发行人有很强的偿还短期债务的能力。在长期评级标准下，P-2评级通常与A2至Baa2相对应。

评级机构给予证券的信用评级不是购买、持有或出售证券的建议，因为此类评级不会评论市场价格或对特定投资者的适宜性。不能保证任何评级将在任何给定的一段时间内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，也不能保证未来不会完全由评级机构修改或撤回任何评级。

除上文所述外，标普、惠誉和穆迪均未宣布正在审查或打算修改或撤回对AltaGas的评级。

AltaGas向标准普尔、惠誉和穆迪提供信用评级服务的年费。AltaGas已分别向标准普尔、惠誉和穆迪支付了与提供上述评级相关的费用。在过去两年中，除了上述费用外，AltaGas还支付了标准普尔、惠誉和穆迪向该公司提供的某些其他服务的费用。

材料合同

除了在正常业务过程中签订的合同外，AltaGas在最近完成的财政年度内或最近完成的财政年度之前签订的、但仍然是实质性的、仍然有效的重要合同如下：

▪根据AltaGas的中期票据计划，与发行和销售MTN有关的、日期为2010年7月1日的AltaGas和加拿大ComputerShare Trust Company之间的信托契约；

▪AltaGas和加拿大ComputerShare Trust Company之间日期为2017年9月26日的信托契约，作为补充，与根据AltaGas的中期票据计划发行和销售MTN有关；

▪AIJVLP、SAM和Petrogas之间于2020年10月15日签署的信函协议，涉及AltaGas收购SAM在Petrogas约37%的权益；以及

▪AltaGas Ltd.，AltaGas Services(U.S.)于2021年5月4日修订并重新签署的信贷协议公司，加拿大皇家银行为代理人，某些金融机构为贷款人。

这些文件的副本已在SEDAR上存档，网址为www.sedar.com。

管理层和其他人在重大交易中的利益

据AltaGas所知，自AltaGas过去三个完整财政年度开始以来，任何董事或AltaGas高管、任何董事或作为AltaGas内部人士或子公司的公司高管，或AltaGas的任何其他内部人士，或任何该等人士的任何联系人或联营公司，在任何交易中直接或间接拥有重大影响或将会重大影响AltaGas或其任何子公司的任何交易利益。

法律程序

AltaGas并不知悉本公司或其联属公司在AltaGas最近完成的财政年度内有任何重大法律诉讼或其物业受到任何重大法律诉讼的影响，AltaGas亦不知悉任何该等重大法律诉讼正在酝酿中。请参阅“风险因素-诉讼”。

监管行动

AltaGas并不知悉(I)在其最近完成的财政年度内，与证券法例有关的法院或证券监管机构对其施加的任何惩罚或制裁，或(Ii)法院或监管机构对其施加的其他可能被视为对合理投资者作出投资决定重要的惩罚或制裁。在AltaGas最近结束的财政年度内，AltaGas没有在与证券立法有关的法院或与证券监管机构达成和解协议。

专家的利益

该公司的审计师是安永会计师事务所，地址是加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南第二街2200-215号，邮编：T2P 1M4。安永律师事务所根据艾伯塔省特许专业会计师协会(Chartered Professional Accountors Of Alberta)制定的职业行为准则独立运作。

附加信息

其他信息，包括但不限于董事和高级管理人员的薪酬和债务、AltaGas证券的主要持有人、股票期权和内部人士在重大交易中的权益(如适用)，载于AltaGas为AltaGas最近一次涉及董事选举的年度股东大会发出的管理信息通函中。

其他财务信息包含在AltaGas截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的年度的经审计的综合财务报表以及截至2021年12月31日的年度的管理层讨论和分析中。

公司通常通过SEDAR系统和在自己的网站上归档所有需要的文件。互联网用户可通过SEDAR网站www.sedar.com检索此类材料。AltaGas的网站位于www.altagas.ca，但AltaGas的网站未通过引用并入本AIF。

转让代理和登记员

普通股和优先股的登记和转让代理是Computershare Investor Services Inc.，地址：Home Oil Tower 800,324-8th Avenue SW，Alberta T2P 2Z2，电话：1-800-564-6253。

AltaGas MTNS的注册人和受托人是加拿大Computershare Trust Company of Canada，Home Oil Tower 800,324-8th Avenue SW，Alberta T2P 2Z2，电话：1-800-564-6253。

公制换算

下表列出了标准英制单位和国际单位制(或公制单位)之间的某些标准换算。

词汇表

除上下文另有要求外，本AIF中使用的术语具有以下含义，对协议的引用包括自本协议之日起生效的任何修订、重述、修改或补充：

“ACI”指AltaGas Canada Inc.，后来更名为TriSummit Utilities Inc.；

“AER”指艾伯塔省能源监管机构；

“AESO”指艾伯塔省电力系统运营商；

“AIF”指本年度资料表格；

“AIJVLP”指AltaGas Idemitsu合资有限合伙企业；

“AltaGas”、“公司”或“公司”是指AltaGas有限公司，在上下文需要的情况下，包括AltaGas有限公司的关联公司；

“加州空气资源委员会”(ARB)指加州空气资源委员会(California Air Resources Board)；

“AMP”指欠款管理计划；

“ARPA资金”是指“美国救援计划法案”的资金；

“艾伯塔省证券委员会”指艾伯塔省证券委员会；

“公元前。”或“BC”指加拿大的不列颠哥伦比亚省；

“BBLS”是指储存乙烷和其他天然气的储罐桶，以标准42美国加仑桶或34.972英制加仑桶表示；

“bbls/d”指每天bbls；

“bcf”指十亿立方英尺或100万立方英尺的天然气；

“bcf/d”指每天bcf；

“Birchcliff”指Birchcliff Energy Ltd；

“黑天鹅”指黑天鹅能源有限公司；

“布莱尔克里克设施”是指位于不列颠哥伦比亚省圣约翰堡西北约140公里处的布莱尔克里克加工设施，由AltaGas的间接全资子公司AltaGas Northwest Processing Limited Partnership拥有；

“Blythe”指的是Blythe Energy Inc.；

“布莱斯能源中心”是指位于加利福尼亚州布莱斯附近的507兆瓦燃气发电设施，以及相关的67英里输电线路，由AltaGas的间接全资子公司布莱斯拥有；

“董事会”指AltaGas不时组成的董事会；

“Brush II”指位于科罗拉多州的70兆瓦燃气发电设施，由AltaGas的间接全资子公司AltaGas Brush Energy Inc.拥有，目前正在等待出售；

“C&I”指商业和工业；

“CAISO”指加州独立系统运营商；

“CARE法案”指冠状病毒援助、救济和经济安全法；

“CBCA”指不时修订的“加拿大商业公司法”(“1985年加拿大商业公司法”，c.C.44)，包括根据该法不时颁布的条例；

“CCAA”指不时修订的“公司债权人安排法”(“1985年美国法典”，c.C.36)，包括根据该法不时颁布的条例；

“CCEMA”系指不时修订的“气候变化和排放管理法”(S.A.2003，C-16.7)，包括根据该法不时颁布的条例；

“CCIR”系指根据CCEMA不时修订的“碳竞争力激励条例”A.R.255/2017；

“中央宾夕法尼亚州”指中央宾夕法尼亚州的管道，一条185英里长的管道，始发于宾夕法尼亚州的萨斯奎汉纳县，延伸到宾夕法尼亚州的兰开斯特县；

“外国投资委员会”指美国外国投资委员会；

“CINGSA”指阿拉斯加库克湾天然气储存有限责任公司；

“CINGSA存储设施”是指由CINGSA拥有和运营的位于阿拉斯加库克湾地区的现场存储设施；

“CN”指加拿大国家铁路公司；

“二氧化碳”指二氧化碳；

“二氧化碳当量”指二氧化碳当量；

“普通股”是指AltaGas有限公司的普通股；

“宪法”是指宪法管道公司，该公司成立的目的是建立一条管道，将天然气从宾夕法尼亚州北部的马塞卢斯地区输送到东北部市场；

“新冠肺炎”指的是2019年出现的新型冠状病毒；

“消费物价指数”是指消费物价指数；

“摄氏度日”是指SEMCO天然气、ENSTAR和华盛顿天然气的日平均气温偏离65华氏度以下的量，使得1摄氏度的差异相当于1摄氏度的日；

“温度”(Dekatherm)指10度；

“能源部”指能源和环境部；

“EEEP”指埃德蒙顿乙烷提取厂及相关设施，AltaGas的权益由其间接全资子公司AltaGas Extract and Transport Limited Partnership拥有；

“EH&S委员会”是指董事会的环境、健康和安全委员会；

“EHS管理体系”是指AltaGas的环境、健康和安全管理体系；

“Enerchem”是指Enerchem International Inc.，它是Petrogas的全资子公司；

“ENSTAR”指SEMCO Energy以ENSTAR天然气公司名义在阿拉斯加经营的天然气分销业务；

“环境保护局”是指购电协议；

“EQM”指集合Opco，LLC的EQM；

“EQT”指EQT Midstream Partners，LP；

“企业风险管理”是指企业风险管理；

“ESG”指环境、社会和治理；

“EWR”指减少能源浪费；

“联邦能源管制委员会”是指美国联邦能源管理委员会；

“芬代尔码头”是指位于华盛顿州芬代尔附近西海岸的丙烷和丁烷散装运输的储存、分配和出口设施，由Petrogas的一家子公司所有；

“惠誉”指惠誉评级公司；

“固息转固息次级票据，第一系列”是指AltaGas第一系列5.25%的固息对固息次级票据；

“FRM”指公式费率法；

“克”的意思是克；

“温室气体”指温室气体；

“Gordondale设施”是指位于阿尔伯塔省格兰德草原西北约100公里处的蒙特尼保护区Gordondale地区的Gordondale天然气加工设施，由AltaGas的间接全资子公司AltaGas Northwest Processing Limited Partnership拥有；

“政府间海洋学协会”是指地下水可持续发展机构；

“汉普郡”或“汉普郡天然气”是指汉普郡天然气公司(Hampshire Gas Company)，该公司是WGL的子公司，根据FERC批准的州际储存服务费率向华盛顿天然气公司提供受监管的州际天然气储存服务；

“Harmattan”指AltaGas的间接全资子公司Harmattan Gas Processing Limited Partnership拥有的合并后的Harmattan天然气处理设施和提取厂及相关设施；

“他”指听力检查员；

“Idemitsu”是指Idemitsu Kosan Co.，Ltd.；

“iRip”指基础设施可靠性改善计划；

“吉普”是指乔夫雷乙烷提取厂及相关设施；

“凯尔特”指凯尔特勘探(液化天然气)有限公司；

“公里”的意思是公里；

“千瓦时”(Kwh)指千瓦时；

“液化天然气”指液化天然气；

“液化石油气”(LPG)指液化石油气；

“Marquette Connector Pipeline”是指最近完工的管道，由SEMCO Gas拥有和运营，连接五大湖输气管道和密歇根州马奎特的北方天然气管道；

“mcf”指在标准英制测量条件下的1000立方英尺天然气；

“mcf/d”是指每天的mcf；

“MDth”指的是数以百万计的Dekatherm；

“MD OPC”指马里兰州人民法律顾问办公室

“合并协议”是指AltaGas、Merge Sub和WGL之间截至2017年1月25日的合并协议和计划；

“合并子公司”是指位于弗吉尼亚州的Wrangler Inc.，它是AltaGas的间接全资子公司；

“MGP”指人造气体工厂；

“Mmcf”指在标准测量条件下的100万立方英尺天然气；

“Mmcf/d”是指每天的Mmcf；

“穆迪”指穆迪投资者服务公司；

“山谷”或“MVP”是指山谷管道，华盛顿天然气资源公司的股权投资；

“密歇根州公务员委员会”指密歇根州公务员委员会；

“MRP”是指主要更换计划；

“MTN”指根据AltaGas与加拿大Computershare Trust Company于2010年7月1日修订并重述的信托契约(经不时进一步修订、重述、补充或以其他方式修改)或AltaGas与加拿大Computershare Trust Company于2017年9月26日订立的经不时修订、重述、补充或以其他方式修改(视属何情况而定)的修订及重述信托契约而不时发行的中期票据；“MTN”指经修订、重述、补充或以其他方式不时修改的AltaGas与加拿大ComputerShare Trust Company于2010年7月1日订立并经修订、重述、补充或以其他方式修订(视属何情况而定)的中期票据；

“兆瓦”的意思是兆瓦；一兆瓦是一百万瓦；瓦是电力的基本电力单位；

“兆瓦时”是指兆瓦时或者一百万瓦时；瓦时等于一瓦特稳定地输送一小时的电力；

“NAESB”指北美能源标准委员会；

“NEBC”指不列颠哥伦比亚省东北部；

“NFA”指不再采取行动；

“NGL”或“NGL”是指天然气液体，主要包括丙烷、丁烷和凝析油；

“NGTL”指诺瓦天然气输送有限公司；

“非圈护实体”是指AltaGas及其附属公司，华盛顿天然气公司和SPE以外的公司；

“NGQSS”指天然气服务质量标准

“北松设施”是指位于不列颠哥伦比亚省圣约翰堡西北约40公里处的NGL分离设施。

“北松管道”是指两条直径8英寸的液化石油气供应管道，每条长约40公里，从现有的阿拉斯加骇维金属加工卡车终点站通往北松设施；

“西北水电设施”是指先前在不列颠哥伦比亚省西北部拥有的三个径流水电设施；

“新华化工”是指新华化工公司；

“氮氧化物”指氮氧化物；

“NTSB”指国家运输安全委员会；

“O2”指氧气；

“PEEP”是指彭比纳皇后提取厂及相关设施；

“Pembina”指Pembina基础设施和物流公司；

“Petrogas”是指Petrogas Energy Corp.，该公司是一家北美综合性中游公司，AltaGas于2020年12月15日收购了该公司的控股权；

“收购Petrogas”是指AltaGas于2020年12月15日收购Petrogas的控股权；

“计划”是指公司的溢价分红计划、股息再投资计划和可选现金购买计划；

“波莫纳”是指位于加利福尼亚州波莫纳的44.5兆瓦燃气发电设施，于2020年出售；

“联营”是指AESO为(I)电能交换和(Ii)电能交换进行财务结算而实施的计划；

“PPA”指购电协议；

“优先股”是指AltaGas有限公司作为一个类别的优先股，包括但不限于A系列股票、B系列股票、C系列股票、E系列股票、G系列股票、H系列股票、I系列股票、K系列股票和固定利率次级票据1系列；

“PROJECTPipes”指华盛顿天然气公司于2014年在哥伦比亚特区启动的40年加速管道更换计划，旨在提高其系统的安全性和可靠性；

“PRPA”指鲁伯特亲王港务局；

“哥伦比亚特区公共服务委员会”指哥伦比亚特区公共服务委员会；

“马里兰州公共服务委员会”指马里兰州公共服务委员会；

“公用事业法法官”指公用事业法法官；

“看跌通知”指AIJVLP从SAM收到的关于其对Petrogas约三分之一权益行使看跌期权的通知；

“看跌期权”是指关于SAM在Petrogas约三分之一权益的看跌期权；

“RCA”指阿拉斯加管理委员会；

“代表协议”是指在哈马坦的代理、管理和加工协议；

“救济法”是指“经济复苏、生计、工业、企业家和家庭法”；

“圈护实体”是指华盛顿天然气公司和SPE；

“RIPET”指Ridley Island丙烷出口码头，由AltaGas的子公司Ridley Island LPG Export Limited Partnership建造的丙烷出口码头，每年装运最多120万吨丙烷，位于Ridley Terminals Inc.从PRPA租用的一部分土地上，位于不列颠哥伦比亚省鲁珀特王子附近的Ridley Island；

“里彭”是指位于加利福尼亚州里彭的49.5兆瓦燃气发电设施，于2020年出售；

“净资产收益率”是指股本回报率；

“皇家沃帕克”是指Koninklijke Vopak N.V.，一家根据荷兰法律注册成立的上市公司；

“RTI”指Ridley Terminals Inc.；

“标准普尔”指标准普尔评级服务及其后继者；

“SAM”指SAM控股有限公司；

“萨班斯-奥克斯利法案”是指2002年的“萨班斯-奥克斯利法案”；

“节约”是指推进弗吉尼亚州能源计划的步骤；

“弗吉尼亚州SCC”指弗吉尼亚州联邦公司委员会；

“SCE”指南加州爱迪生公司；

“SEDAR”指电子文件分析和检索系统，网址为www.sedar.com；

“SEMCO能源”指SEMCO能源公司；

“SEMCO Gas”指SEMCO Energy以SEMCO Energy Gas Company的名称在密歇根州开展的密歇根州天然气分销业务；

“A股系列”是指AltaGas的累计可赎回5年期固定利率重置优先股A系列；

“B系列股”是指AltaGas的累计可赎回浮动利率优先股B系列

“C系列股票”是指AltaGas(美元)累计赎回的5年期固定利率重置优先股C系列；

“E系列股票”是指AltaGas的累计可赎回5年期固定利率重置优先股E系列；

“G系列股票”是指AltaGas的累计可赎回5年期固定利率重置优先股G系列；

“H系列股票”是指AltaGas的累计可赎回浮动利率优先股H系列；

“系列I股”是指AltaGas于2020年12月31日赎回的累计可赎回的5年最低固定利率重置优先股系列I；

“K系列股”是指AltaGas将于2022年3月31日赎回的累计可赎回的5年最低固定利率重置优先股K系列；

“SGMA”系指“可持续地下水管理法”；

“股票期权”是指根据AltaGas的股票期权计划授予的收购普通股的期权；

“股东”是指普通股持有人；

“壳牌能源”指壳牌能源北美(美国)，LP；

“SOS”指标准报价服务；

“SPE”是指WGL的全资特殊目的实体子公司Wrangler SPE LLC，该子公司成立为破产隔离实体；

“石墙系统”指石墙气体收集系统；

“迈步”是指策略性基础设施发展强化计划；

“TCJA”是指2017年的减税和就业法案；

“TIER”是指技术创新和减排；

“电气石”指电气石石油公司；

“汤森2B”指位于现有汤森综合设施上的198Mmcf/d C3+深切割天然气处理设施；

“汤森综合体”是指550Mmcf/d的天然气加工设施，包括浅切和深切加工；

“Transco”指横贯大陆天然气管道有限责任公司；

“多伦多证券交易所”指多伦多证券交易所；

“UESC”指公用事业节能合同；

“United States”、“US”或“U.S.”指美利坚合众国；

“美元”或“美元”是指美元形式的货币；

“美国环保局”指美国环境保护局；

“超大型气体运输船”指超大型气体运输船；

“Vopak”是指皇家Vopak的全资子公司Vopak Development Canada Inc.；

“华盛顿燃气”指华盛顿燃气照明公司，该公司是WGL的子公司，主要根据华盛顿特区PSC、马里兰州PSC和弗吉尼亚州SCC批准的价格向哥伦比亚特区、马里兰州和弗吉尼亚州的零售客户销售和输送天然气；

“华盛顿燃气4.25美元股”是指华盛顿燃气于2019年12月20日赎回的华盛顿燃气4.25美元系列累计优先股；

“华盛顿燃气4.80美元股份”是指华盛顿燃气于2019年12月20日赎回的华盛顿燃气4.80美元系列累计优先股；

“华盛顿燃气5.00美元股”是指华盛顿燃气于2019年12月20日赎回的华盛顿燃气5.00美元系列累计优先股；

“华盛顿燃气优先股”是指华盛顿燃气作为一个类别的优先股，包括但不限于华盛顿燃气4.25美元的股票、华盛顿天然气4.80美元的股票和华盛顿天然气5.00美元的股票；

“华盛顿天然气资源”是指华盛顿天然气资源公司，该公司是WGL的子公司，拥有大多数非公用事业子公司；

“WCSB”指加拿大西部沉积盆地；

“WGL”指AltaGas的间接子公司WGL控股公司；

“WGL收购”是指AltaGas根据于2018年7月6日结束的合并协议，通过Merge Sub与WGL合并并并入WGL，间接通过Merge Sub收购WGL；

“WGL能源服务”是指WGL能源服务公司(前身为华盛顿天然气能源服务公司)，它是华盛顿天然气资源公司的子公司，向零售客户出售天然气和电力，不受监管；

“WGL能源系统”是指WGL能源系统公司(前身为华盛顿天然气能源系统公司)，是华盛顿天然气资源公司的子公司，为政府和商业客户提供商业节能和可持续的解决方案；

“WGL Midstream”是指WGL Midstream，Inc.，WGL Midstream，Inc.，该公司以前是华盛顿天然气资源公司的子公司，在2021年4月23日进行分裂的合并和出售其大部分资产之前，从事收购和优化天然气储存和运输资产；

“WGSW”是指WGSW，Inc.，该公司是华盛顿天然气资源公司(Washington Gas Resources)的子公司，成立目的是投资于某些可再生能源项目；以及

“较年轻”是指较年轻的开采厂和相关设施，AltaGas的权益由其间接全资子公司AltaGas Expression and Transport Limited Partnership拥有。

附表A：审计委员会的任务规定

一、目的

AltaGas Ltd.(“AltaGas”或“公司”)董事会(“董事会”)已成立一个审计委员会(“委员会”)，作为董事会的审计委员会。委员会负责履行董事会授权的职责，协助董事会履行其在财务报告方面的监督职责。这一监督职责包括审查公司财务报表、财务披露和财务报告内部控制的质量和完整性；审查外部和内部审计师的资格、独立性和业绩，以及评估公司与财务报告和其他企业风险相关的风险。

二、会员资格

董事会须从其成员中选出不少于三(3)名董事担任委员会成员(“成员”)，并委任其中一名成员担任委员会主席。

每名成员必须是：

·独立(根据国家文书52-110-加拿大证券管理人审计委员会(“NI 52-110”)，如果阿尔塔天然气目前是美国证券交易委员会发行商，则遵守美国证券交易委员会的规则)；以及

·懂金融(根据NI 52-110)。

只要公司拥有根据1934年美国证券交易法(“1934年法”)第12节注册的证券类别或根据1934年法第15(D)节被要求提交报告的证券类别(此时称为“美国证券交易委员会发行人”)，则至少有一名成员应是“美国证券交易委员会”适用规则中定义的“审计委员会财务专家”。

任何成员不得是AltaGas或AltaGas的任何子公司或附属公司的高级管理人员或员工。

每名成员应任职至该成员辞职或被替换为止，两者以最先发生者为准。董事会可随时罢免或更换任何成员，并在不再是公司董事成员时停任成员。如审计委员会成员于任何时间出现空缺，董事会可根据管治委员会的建议填补空缺，惟建议成员须符合上述标准(如该空缺与唯一的“审计委员会财务专家”有关，则建议成员亦为“审计委员会财务专家”)。只要委员会包括三名成员，如有需要，包括一名“审计委员会财务专家”，委员会可在出现空缺时继续行事。董事会在委任委员会成员时，须考虑该名拟委任成员所在的其他审计委员会的数目。

除非委员会另有指示，否则AltaGas的公司秘书应担任委员会秘书。

三、会议

委员会每年应在其主席指定的时间和地点或每当成员、董事会或公司高管要求召开会议时召开不少于四次会议。每一次会议应至少提前二十四(24)小时通知每名成员，外加一份拟议议程的复印件。议员可以任何方式免除会议通知，包括出席会议。本公司或本公司任何附属公司或附属公司的管理层成员应在任何成员提出要求时出席。委员会有权决定谁应在委员会会议期间的任何时间出席。

委员会会议如有过半数委员出席，应如期召开。委员可透过电话、电子或其他通讯设施参加委员会会议，而所有与会人士均可透过电话、电子或其他通讯设施彼此充分沟通，而以任何该等方式参与该会议的委员均视为出席该会议。

如委员会主席缺席，委员可推选一名委员担任会议主席。

外聘审计员将收到委员会所有会议的通知，并有机会出席与财务报告有关的每一次会议。

委员会将在没有管理层出席的情况下举行闭门会议，包括由内部和外部审计员参加，视成员情况而定。

经主席批准，公司的公司秘书或指定的公司秘书应保存委员会所有会议的记录。

四、主席的职责和职责

委员会主席负责：

1.领导委员会，协助委员会检讨和监察其职责；

2.与管理层合作制定议程；

3.在可能的范围内，确保委员会有足够的信息，以便正确履行其职责；

(四)主持会议，确保会议高效、有效、集中；

5.就提请主席注意的任何财务、会计或挪用公款事项向委员会提出建议；

6.根据需要促进与其他董事会委员会共享信息，以解决共同感兴趣或关心的问题；以及

7.每次会议后向董事会报告委员会的活动、决定和建议。

五、委员会的职责

在允许的情况下，根据《加拿大商业公司法》、公司的章程和细则以及任何有管辖权的法律或监管机构的要求，委员会特此授权董事会履行以下职能：(1)根据《加拿大商业公司法》、《公司章程》和《公司章程》以及任何有管辖权的法律或监管机构的要求，委员会有权履行以下职能：

财务报告与公开披露

1.批准并建议董事会批准年度合并财务报表，包括管理层的讨论和分析以及包含年度财务业绩的新闻稿。

2.批准或建议董事会批准中期合并财务报表，包括管理层的讨论和分析以及包含中期财务业绩的新闻稿(前提是新闻稿中包含的任何股息声明已得到董事会的批准)。

3.审查管理层和外部审计师就编制合并财务报表所作的财务报告分析。

(四)批准公开披露文件中包含的财务信息和财务相关事项，包括已审计或未审计的财务报表和外部审计师任命、服务或费用的信息，包括招股说明书、年度信息表格和管理信息通告中包含的信息。

5.确认对公开披露的财务信息有适当的审查程序，并定期评估这些程序的充分性。

6.批准公司会计原则和程序的任何重大改变。

(七)审核出具经审计财务报表的子公司的审计师、审计委员会或董事会关于子公司财务报告的报告。

外聘审计师

8.每年批准并建议董事会批准外聘审计师的任命，但须经股东批准。

9.批准及建议董事会批准保留及终止本公司外聘核数师。

10.批准外聘审计师年度聘书的条款，包括公司及其子公司的拟议审计费用。

11.审查并预先批准外聘审计师向本公司及其子公司提供的所有非审计服务。

12.批准公司关于聘用现任和前任合伙人以及外聘审计师员工的政策。

13.审查审计团队的经验和资格，评估外聘审计师在提供服务方面的表现和有效性。

14.每年审查外聘审计师编写的有关审计师独立性的报告，该报告应描述外聘审计师与公司及其子公司之间的所有关系，并确定审计师的独立性。

15.审查和预先批准外部审计师的审计计划(和任何变更)，并确定与内部审计计划的协调程度。

监督外聘审计师准备审计师报告的工作，包括解决管理层和审计师在财务报告方面的任何分歧。

17.必要时审查外聘审计师的其他报告。

18.在管理层缺席的情况下，定期与外聘核数师就相关事项(包括外聘核数师建议提请委员会或董事会注意的事项)举行独立会议。

内部审计师

19.审查公司内部审计职能的职责、预算和人员配置。

20.批准《内部审计章程》和内部审计计划及其任何变更。

评估内部审计职能的绩效和有效性，并参与内部审计负责人的继任规划。

22.审查内部审计负责人定期编写的关于内部审计职能活动的报告，包括内部审计师和管理层之间的任何重大分歧。

23.接收由内部审计师准备的向管理层提交的重要报告的摘要和管理层的回应(如果要求，则接收完整的报告)。

24.在管理层缺席的情况下，定期与内部审计师就相关事项(包括内部审计师建议提请董事会注意的事项)举行独立会议。

财务报告和披露控制的内部控制

25.通过与外部审计师、管理层和内部审计师的询问和讨论，审查会计和内部控制程序(包括财务报告的内部控制)的充分性和有效性，包括可以在多大程度上依赖内部和外部审计计划的范围来发现内部控制政策的弱点、欺诈或其他非法行为。

26.审查关于会计、内部会计控制或审计事项的投诉的接收、保留和解决程序的有效性，并审查员工或

其他有关会计、内部会计控制、财务报告、审计事项或其他与委员会职权范围内事项有关的事项。

27.审查管理层关于公司披露控制政策和程序的充分性和有效性的定期报告。

28.与管理层和外部审计师一起审查公司定期美国证券交易委员会报告中要求的管理层和外部审计师的证明和报告，这些证明和报告涉及公司对财务报告和披露控制程序的内部控制，此类控制是否充分，以及正在采取的任何补救措施，以解决财务报告内部控制中的任何重大弱点或重大缺陷。

风险管理

29.每季度审查公司的企业风险管理(ERM)流程，包括与管理层识别重大风险和风险分析方法相关的流程。

30.每季度审查管理层关于财务风险敞口的报告，包括商品风险、交易对手和信用风险，以及管理层降低风险的流程和做法。

31.审查管理层关于重大诉讼、索赔和意外情况的定期报告。

32.审查公司涉及关联方(全资子公司除外)的任何交易的财务方面。

33.每季度审查管理层关于信息安全事项的报告，包括识别和管理数据、网络和其他信息技术相关风险的流程，以及开发数据安全、培训和合规性计划和实践的流程。

34.审查公司的保险计划。

政策和任务

35.批准《商业道德守则》中与委员会任务有关的关键政策。

36.每年审查委员会的任务规定，并提出任何修改建议。

退休金和福利

37.监督委托管理退休和储蓄委员会(“RSC”)管理的养老金和福利计划的财务方面。

38.至少每年审查RSC的财务管理活动，包括RSC执行的资金水平、投资决策和估值假设的变化。

39.审查任何可能影响与这些计划有关的财务事项的养恤金或福利计划的拟议变动，并就此向人力资源和薪酬委员会提出建议。

40.批准用于评估激励性薪酬计划和薪酬计划资金池绩效的财务指标计算的财务信息，并向人力资源和薪酬委员会报告。

其他

41.每年审查并批准本公司及其子公司选择《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act)中规定的最终用户免于强制清算，以及本公司不定期向其一家子公司提供掉期担保。

42.检讨该公司用以支持宣布派息的偿债能力及流动资金测试。

43.审查与退役、回收和补救相关的资产报废义务。

44.接收有关重要税收政策、税务筹划计划和税务审计或评估的最新信息。

45.根据《采掘业透明度措施法》(加拿大)审查管理层的认证流程(如果适用)。

46.审查、批准或就本委员会职权范围内被认为必要或适当的任何其他事项，或董事会不时转授给它的任何其他事项，进行审查、批准或提出建议。

五、外部专家和顾问

委员会有权在认为必要或适宜时聘请独立律师、外部专家和其他顾问，费用由公司承担，就任何事项向委员会提供建议。

七、信赖

在实际不知情(应及时向董事会报告)的情况下，委员会各成员应有权依赖(I)其从公司内外接收信息的人士或组织的诚信，(Ii)该等人士或组织向委员会提供的财务和其他信息的准确性，以及(Iii)管理层和外聘核数师就外聘核数师向本公司及其附属公司提供的任何信息技术、内部审计和其他非审计服务所作的陈述。

八、委员会时间表

委员会的主要活动将在年度时间表中概述。

董事会于2021年10月27日批准。