管理層的討論與分析

本管理層日期為2021年7月28日的討論與分析(MD&A)旨在使讀者能夠評估AltaGas有限公司(“AltaGas”、“公司”或“公司”)截至2021年6月30日的三個月和六個月的運營、流動性和資本資源的結果。本MD&A應與AltaGas截至2021年6月30日的三個月和六個月的未經審計的簡明中期綜合財務報表及其附註以及截至2020年12月31日的年度的經審計的綜合財務報表和MD&A一併閲讀。

合併財務報表和比較信息是根據美國(U.S.)公認會計原則(美國公認會計原則)和加元，除非另有説明。在本MD&A中，除非另有説明，否則GAAP指的是美國GAAP，美元指的是加元。

本MD&A中使用的縮寫、首字母縮寫和大寫術語在本MD&A中的含義與截至2020年12月31日的年度或截至2020年12月31日的年度的MD&A中的這些術語或截至2020年12月31日的年度的年度信息表格中的術語具有相同的含義。

本MD&A包含前瞻性信息(前瞻性陳述)。諸如“預期”、“預期”、“將”、“繼續”、“估計”、“增長”、“計劃”、“可能”等詞語以及暗示未來事件或未來業績的類似表述，如與公司或公司的任何附屬公司有關，都是為了識別前瞻性陳述。特別是，本MD&A包含有關業務目標、預期增長、運營結果、業績、業務項目和機會以及財務結果等方面的前瞻性陳述。具體地説，本文中包括的前瞻性陳述包括但不限於以下陳述：SEMCO EWR計劃下的預期支出；預計年度合併規格化EBITDA約為1.475美元至15.25億美元；預計2021年規格化每股收益約為1.6美元至1.8美元；預計公用事業公司將貢獻2021年規格化EBITDA的52%；公用事業部門和中游部門的預期增長水平和驅動因素；對公司規格化EBITDA的預期較低預計增長將抵消2020年完成的資產出售的全年影響和2021年WGL大宗商品業務的影響造成的EBITDA損失；估計平均約為9%, 500bbls/d的天然氣液體(NGL)在對衝活動之前將暴露於裂解價差；計劃在未來幾年通過收費安排支持RIPET越來越大的年度產能；預計2021年淨資本支出為9.1億美元；預計2021年資本支出的部門分配；預計增長資本將通過內部產生的現金流和現有承諾信貸安排的正常借款提供資金；增長資本項目的預期成本、完工和啟用日期；增長資本項目的預期時間新冠肺炎監管命令在公用事業部門的現狀和影響；與新冠肺炎疫情相關的潛在風險和影響；營運資金的預期資金來源；股息的支付；會計政策的未來變化和採用新的會計準則。

這些陳述涉及已知和未知的風險、不確定性和其他因素，這些風險、不確定性和其他因素可能導致實際結果、事件和成就與此類陳述明示或暗示的大不相同。這些陳述反映了AltaGas公司在發表聲明時基於某些重要因素和假設的當前預期、估計和預測。重大假設包括：預計在2021年結束的資產出售，有效税率，美元/加元匯率，新冠肺炎大流行的影響，融資舉措，丙烷價格差異，學位日與正常水平的差異，養老金貼現率，每個行業相關業務的表現，對衝計劃的影響，大宗商品價格，天氣，裂縫價差，獲得資本的機會，監管批准的時間和接收，計劃內和計劃外的工廠停電，新項目和收購和剝離活動的投入使用日期的時間，運營費用，回報

AltaGas的前瞻性聲明會受到某些風險和不確定性的影響，可能會導致結果或事件與當前預期的不同，這些風險和不確定性包括但不限於：與新冠肺炎有關的風險；健康和安全風險；與石油天然氣整合有關的風險；運營風險；監管風險；網絡安全、信息和控制系統；訴訟風險；與氣候有關的風險，包括碳定價；法律變化；政治不確定性和內亂；基礎設施風險；服務中斷；退役、廢棄和開墾成本；聲譽風險；天氣數據；土著土地和權利。一般經濟狀況；內部信用風險；外匯風險；債務融資、再融資, 和償債風險；利率；技術系統和流程事件；對某些合作伙伴的依賴；增長戰略風險；建設和開發；石油產品運輸；AltaGas業務競爭的影響；交易對手信用風險；市場風險；組合風險；抵押品；代表協議；美國聯邦政府預算撥款的延遲；普通股和其他證券的市值；股息的變異性；可能出售額外股份；產能；天然氣供應風險；風險管理成本和限制；保險不足和未保險的損失；與監管部門批准收購有關的承諾。這些因素包括：提供退休計劃福利的成本；勞資關係；關鍵人員；服務提供商的失敗；遵守薩班斯-奧克斯利法案第404(A)條的情況；以及在公司截至2020年12月31日的年度信息表中“風險因素”標題下討論並在AltaGas的其他持續披露文件中陳述的其他因素。

許多因素可能導致AltaGas或任何特定業務部門的實際結果、業績或成就與本MD&A中描述的不同，包括但不限於上面列出的那些以及它們所基於的假設被證明是不正確的。這些因素不應被解釋為包羅萬象。如果這些風險或不確定性中的一個或多個成為現實，或者前瞻性陳述中的假設被證明是不正確的，實際結果可能與本MD&A中描述的預期、計劃、預期、相信、尋求、建議、估計、預測、預期、預測或目標中描述的結果大不相同，因此不應過度依賴本MD&A中包含的前瞻性陳述。任何一種假設、風險、不確定性或其他因素對特定前瞻性陳述的影響不能確定，因為它們是相互依賴的，AltaGas未來的決策和行動將取決於管理層(管理層)在相關時間對所有信息的評估。此類聲明僅在本MD&A發佈之日發表。除非法律要求，否則AltaGas不打算也不承擔任何義務更新這些前瞻性聲明。本MD&A中包含的前瞻性陳述明確地受到這些警告性聲明的限制。

本MD&A中包含的有關預期財務業績、財務狀況或現金流的財務展望信息基於對未來事件的假設，包括經濟狀況和建議的行動方案，基於AltaGas Management對現有相關信息的評估。請讀者注意，本MD&A中包含的此類財務展望信息不得用於本文披露以外的其他目的。

有關AltaGas公司的更多信息，包括季度和年度MD&A和綜合財務報表、年度信息表和新聞稿，可通過AltaGas公司的網站www.altagas.ca或SEDAR網站www.sedar.com獲得。

AltaGas業務概述和組織結構

AltaGas是北美領先的能源基礎設施公司，將天然氣和天然氣液體(NGL)連接到國內和全球市場。該公司經營多元化、低風險、高增長的公用事業和中游業務，專注於為其利益相關者提供彈性和持久的價值。

在該公司的公用事業部門中，AltaGas擁有並運營受費率管制的公用事業資產，向美國五個司法管轄區(弗吉尼亞州、馬裏蘭州、密歇根州、哥倫比亞特區和阿拉斯加)的170萬最終用户提供天然氣。該細分市場的主要重點是為客户提供安全、可靠和負擔得起的能源，為他們的家庭和工作場所供暖和供電，以便進行日常生活。這一部門為AltaGas提供了穩定的收益和現金流，該公司公用事業公司的客户中約有70%是住宅客户，其餘的是商業和工業用户。

在AltaGas的中游業務中，該公司擁有和運營大量大型能源基礎設施資產，主要集中在：1)收集、加工原始天然氣生產，並將其分餾成管道質量的天然氣和NGL；以及2)將天然氣和NGL連接到國內和全球下游市場。這包括AltaGas在北美西海岸運營兩個大型液化石油氣出口終端，將丙烷和丁烷運往關鍵的亞洲市場。

AltaGas的業務由本公司及其若干子公司經營，包括但不限於AltaGas

服務(美國)AltaGas Utility Holdings(美國)WGL控股公司(WGL)、Wrangler 1 LLC、Wrangler SPE LLC、華盛頓天然氣資源公司、WGL能源服務公司(WGL Energy Services)和SEMCO控股公司；在公用事業業務方面，華盛頓天然氣照明公司(Washington Gas)、漢普郡天然氣公司(Hampshire Gas Company)和SEMCO能源公司(Semco)；在中游業務方面，AltaGas提取和傳輸有限合夥企業、AltaGas Pipeline Partnership、AltaGas Processing Partnership關於公司/其他部門的剩餘資產，AltaGas Power Holdings(美國)WGL Energy Systems，Inc.(WGL Energy Systems)和Blythe Energy Inc.(Blythe)。Semco以SEMCO Energy Gas Company(SEMCO Gas)的名稱經營密歇根州天然氣分銷業務，以ENSTAR天然氣公司(ENSTAR)的名稱經營阿拉斯加天然氣分銷業務，並以Cook Inlet Natural Gas Storage Alaska LLC(CINGSA)的名稱持有阿拉斯加監管的天然氣儲存設施65%的權益。在2020年12月15日完成了對Petrogas約37%的權益(收購Petrogas)後，Petrogas Energy Corporation(Petrogas)也被增加為AltaGas的子公司。

第二季度亮點

(規格化EBITDA、規格化運營資金、規格化淨收入、淨債務和淨債務與總資本比率是非GAAP財務指標。請參閲本MD&A的非GAAP財務衡量標準部分。)

▪在2021年4月23日，AltaGas完成了WGL Midstream大部分大宗商品業務的出售，現金收益約為2.75億美元，其中包括營運資金調整；

2021年4月9日，馬裏蘭州公共服務委員會(▪of MD)發佈了一項最終命令，確認公用事業法法官(PULJ)在華盛頓天然氣公司(Washington Gas)最近的費率案中提出的命令，反映出基本費率增加了約1,300萬美元。增收於2021年3月26日生效；

▪隨着新冠肺炎疫情的持續，AltaGas將繼續採取積極措施，有效地為其運營所在司法管轄區不斷變化的風險和監管授權做好準備和應對。雖然該公司正在朝着重新整合其工作場所的方向邁進，但AltaGas的做法一直是，並將繼續以風險為基礎，並以其核心價值為指導。AltaGas員工、客户、承包商和運營社區的健康和安全是重中之重，並已融入AltaGas應對工作的各個方面。到目前為止，新冠肺炎對阿爾塔天然氣公司運營的影響微乎其微；

▪標準化EBITDA為2.3億美元，而2020年第二季度為2.06億美元；

▪運營現金為8,100萬美元(每股0.29美元)，而2020年第二季度為3.37億美元(每股1.21美元)；

來自運營的▪正常化資金為1.57億美元(每股0.56美元)，而2020年第二季度為1.41億美元(每股0.51美元)；

適用於普通股的▪淨收入為2,400萬美元(每股0.09美元)，而2020年第二季度為2,100萬美元(每股0.08美元)；

▪標準化淨收入為2,300萬美元(每股0.08美元)，而2020年第二季度為1,700萬美元(每股0.06美元)；

截至2021年6月30日，▪淨債務為76億美元，而2020年12月31日為82億美元；

截至2021年6月30日，▪淨債務佔總資本的比例為50%，而截至2020年12月31日，這一比例為52%。

季度末之後的亮點

▪2021年7月1日，CINGSA向阿拉斯加監管委員會(RCA)提交了一份税率訴訟，尋求批准基於1.05億美元的税率基數、11.9%的淨資產收益率(ROE)和59.99%的股權厚度增加約190萬美元的收入；以及

2021年7月1日，▪向MPSC提交了其2022年至2023年減少能源浪費計劃，這是一種面向客户的能效計劃。Semco計劃在2022年和2023年花費約3000萬美元用於減少能源浪費，以實現第一年節能約1010萬熱度的目標。

綜合財務審查

(1)非GAAP財務計量；請參閲本MD&A的非GAAP財務計量部分的討論。

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

(3)加權平均。

截至6月30日的三個月

2021年第二季度的正常化EBITDA為2.3億美元，而2020年同期為2.06億美元。2021年第二季度對AltaGas正常化EBITDA產生積極影響的因素包括：Petrogas整合的影響，WGL零售營銷業務由於優惠定價而帶來的更高的天然氣和電力利潤率，養老金資產回報率的提高，華盛頓天然氣公司2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區費率案件的影響，以及不列顛哥倫比亞省東北部(NEBC)設施的收入增加，這是由於NEBC增長資本項目投入使用，但部分被資產出售的影響所抵消。包括2021年4月出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務以及2020年第三季度出售Pomona Energy Storage Inc.(Pomona)和AltaGas Ripon Energy Inc.(Ripon)、停止為與山谷管道(MVP)相關的建設期間使用的資金提供津貼(AFUDC)、2021年股價上漲導致員工激勵計劃相關支出增加，以及RIPET的已實現商家利潤率(包括套期保值)下降。在截至2021年6月30日的三個月裏，加元/美元的平均匯率從2020年同季度的平均1.39降至1.23，導致正常化EBITDA減少了約1400萬美元。

2021年第二季度適用於普通股的淨收入為2400萬美元(每股0.09美元)，而2020年同期為2100萬美元(每股0.08美元)。這一增長主要是由於影響正常化EBITDA的相同先前提到的因素，部分抵消了2021年第一季度記錄的撥備，原因是2021年4月WGL的大部分大宗商品業務完成出售時持有的待售資產公允價值增加，外匯收益增加，以及WGL Midstream的大部分大宗商品業務的出售收益，但被風險管理合同更高的未實現虧損和更高的折舊和攤銷費用部分抵消。

2021年第二季度來自運營的正常化資金為1.57億美元(每股0.56美元)，而2020年同期為1.41億美元(每股0.51美元)。這一增長主要是由於利息支出下降，以及之前提到的影響正常化EBITDA的相同因素，但被較高的當期所得税支出部分抵消。

2021年第二季度，AltaGas在2019年出售但在本季度轉移給買家的最後一個美國分佈式發電項目錄得100萬美元的税前虧損，出售WGL Midstream大部分大宗商品業務的税前收益為300萬美元，其他次要的中游資產出售的税前收益為100萬美元。此外，在2021年第二季度，AltaGas記錄了1900萬美元的部分沖銷2021年第一季度記錄的撥備，如上所述。2020年第二季度，AltaGas在美國的某些分佈式發電項目上錄得200萬美元的税前收益，這些項目在2019年出售，但在2020年轉移給了買家。此外，在

2020年第二季度，AltaGas記錄了一筆約300萬美元(税後200萬美元)的税前撥備，涉及尚未轉移給買家的一個剩餘的美國分佈式發電項目。

2021年第二季度的運營和行政費用為3.47億美元，而2020年同期為3.11億美元。這一增長主要是由於納入了Petrogas在整合後的運營和行政費用，2020年第二季度和第三季度投入使用的NEBC管道項目的成本上升，以及2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的支出增加。2021年第二季度的折舊和攤銷費用為1.08億美元，而2020年同期為9300萬美元。這一增長主要是由於與2020年第二季度取消確認無形負債有關的攤銷調整、投入使用的新資產以及合併後Petrogas資產的攤銷費用。2021年第二季度的利息支出為6900萬美元，而2020年同期為7100萬美元。利息支出的減少主要是由於平均利率下降和加元/美元平均匯率下降，但部分被較高的平均債務餘額所抵消。

AltaGas在2021年第二季度記錄的所得税支出為300萬美元，與2020年同期持平。2021年第二季度記錄的當期税收支出為2700萬美元，其中包括1800萬美元的資產出售税收。

2021年第二季度的正常化淨收入為2300萬美元(每股0.08美元)，而2020年同期為1700萬美元(每股0.06美元)。正常化淨收入的增長是由於影響正常化EBITDA的先前提到的相同因素，以及利息支出的降低，但部分被更高的折舊和攤銷費用所抵消。2021年第二季度的正常化項目減少了100萬美元的正常化淨收入，其中包括與收購和處置相關的交易成本、資產撥備的沖銷、資產出售收益、非GAAP調整的非控股利息部分以及風險管理合同的未實現虧損等税後金額。2020年第二季度正常化項目減少了400萬美元的正常化淨收入，其中包括與出售資產收益、與收購和處置相關的交易成本、資產撥備、新冠肺炎相關成本、風險管理合同未實現收益以及投資收益相關的税後金額。有關正常化調整的更多詳細信息，請參閲本MD&A的非GAAP財務衡量標準部分。

截至6月30日的六個月

2021年上半年的正常化EBITDA為9.04億美元，而2020年同期為7.05億美元。對正常化EBITDA產生積極影響的因素包括：Petrogas整合的影響，2021年第一季度WGL中游公司有利的存儲和運輸利潤率以及更高的存儲取款，WGL零售營銷業務由於有利的定價而產生的更高的天然氣和電力利潤率，更高的養老金資產回報率，更快的管道更換計劃支出帶來的更高收入，華盛頓天然氣公司2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區費率案件的影響，RIPET的出口量增加，以及NEBC設施的收入增加，這是由於NEBC增長的資本項目投入使用，部分抵消了這一影響Pomona和Ripon，以及與MVP相關的AFUDC的停止，與員工激勵計劃相關的費用因2021年股價上漲而增加，RIPET的已實現商家利潤率(包括套期保值)下降，以及NGL營銷利潤率下降。2021年上半年，加元/美元平均匯率從2020年同期的平均1.37降至1.25，導致歸一化EBITDA減少約3200萬美元。

2021年上半年適用於普通股的淨收入為3.61億美元(每股1.29美元)，而2020年同期為4.84億美元(每股1.73美元)。減少的主要原因是沒有出售ACI的收益，以及與某些分佈式發電項目有關的收益，這些收益在#年第一季度轉移給了買方。

與出售WGL Midstream大部分商品業務有關的撥備、較低的風險管理合同未實現收益和較高的折舊費用被先前提及的影響正常化EBITDA的相同因素、Petrogas合併導致的適用於非控股權益的淨收入增加、股權投資沒有攤薄虧損、WGL Midstream大部分商品業務的出售收益以及所得税支出減少部分抵消。

2021年上半年的正常化運營資金為7.41億美元(每股2.65美元)，而2020年同期為5.62億美元(每股2.01美元)。增長的主要原因是與正常化EBITDA相同的驅動因素和較低的利息支出，但部分被較高的當期所得税支出所抵消。

2021年上半年，AltaGas在資產處置上錄得約400萬美元的税前收益，與前面提到的2021年第二季度記錄的損益相關。此外，在2021年上半年，AltaGas記錄的税前撥備約為5700萬美元(税後4600萬美元)，主要與出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務有關。2020年上半年，AltaGas在處置資產方面錄得約2.15億美元的税前收益。這主要包括出售AltaGas在ACI的股權投資的收益2.06億美元，以及與某些分佈式發電項目相關的約900萬美元，這些項目已於2020年上半年轉移給買方。此外，在2020年上半年，AltaGas錄得約500萬美元(税後200萬美元)的税前撥備，主要與2020年第二季度記錄的上述撥備和位於Harmattan天然氣加工廠附近的地塊有關，這些地塊於2020年第二季度出售。

2021年上半年的運營和行政費用為7.13億美元，而2020年同期為6.49億美元。這一增長主要是由於納入了Petrogas在整合後的運營和行政費用，2020年第二季度和第三季度投入使用的RIPET和NEBC管道項目活動增加導致的成本增加，以及2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的支出增加。2021年上半年的折舊和攤銷費用為2.06億美元，而2020年同期為1.98億美元。增加的主要原因是合併後Petrogas資產的攤銷費用、投入使用的新資產以及與2020年第二季度取消確認的無形負債相關的攤銷調整，但這部分被美國中游攤銷減少和與Petrogas收購相關的購買價格分配調整的攤銷所抵消。2021年上半年的利息支出為1.39億美元，而2020年同期為1.41億美元。這一下降主要是由於平均利率下降和加元/美元平均匯率下降，但部分被較高的平均債務餘額所抵消。

AltaGas在2021年上半年記錄的所得税支出為1.05億美元，而2020年同期為1.35億美元。税費減少的主要原因是2021年上半年所得税前收入下降。2021年上半年記錄的當前税收支出約為5700萬美元，其中包括1800萬美元的資產出售税收。

2021年上半年的正常化淨收入為3.84億美元(每股1.37美元)，而2020年同期為2.37億美元(每股0.85美元)。這一增長主要是由於之前提到的影響正常化EBITDA的相同因素，但部分被更高的折舊和攤銷費用所抵消。2021年上半年的正常化項目增加了2300萬美元的正常化淨收入，其中包括與出售資產收益、與收購和處置相關的交易成本、重組成本、資產撥備、非GAAP調整的非控股利息部分以及風險管理合同的未實現收益相關的税後金額。2020年上半年的正常化項目減少了2.47億美元的正常化淨收入，其中包括與出售資產收益、與收購和處置相關的交易成本、重組成本、資產撥備、權益法計入的投資撥備、股權投資稀釋損失、新冠肺炎相關成本、風險管理合同未實現收益以及投資虧損相關的税後金額。有關正常化調整的更多詳細信息，請參閲本MD&A的非GAAP財務衡量標準部分。

2021年展望

2021年，AltaGas預計將實現年度合併正常化EBITDA約為1.475美元至15.25億美元，正常化每股收益約為1.65美元至1.8美元，假設有效税率約為22%。

公用事業部門預計將貢獻正常化EBITDA的約52%，增長主要受到以前解決的費率案例的收入增長、加速資本更換計劃的支出增加、哥倫比亞特區和馬裏蘭州新費率的影響、正在進行的運營成本優化活動以及客户的温和增長的推動。中游業務的預期增長，主要是由於Petrogas業務的整合和優化，RIPET出口量的增加，WGL中游第一季度有利的存儲價格和運輸利潤率，以及NEBC設施產量的增加，預計將被2018年簽訂並於2021年生效的混合和延長合同的影響，以及2021年4月出售WGL中游大部分大宗商品業務的影響部分抵消。中游部門的收益大約有55%是通過採掘和加工設施的按需付費、服務成本和服務費合同以及出口設施的通行費協議來支撐的。公司/其他部門(包括阿爾塔天然氣剩餘的電能實業)的正常化EBITDA預計2021年將較低，主要原因是2020年完成的資產出售，以及2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的費用增加。預計整體增長將抵消2020年完成的資產出售和2021年出售WGL Midstream大宗商品業務的全年影響造成的正常化EBITDA損失。

總體預測的正常化EBITDA和正常化每股收益包括圍繞美元/加元匯率的最新假設。新冠肺炎疫情對阿爾塔天然氣業務部門的影響預計不會像2020年那麼明顯。在每個細分市場中，基礎業務的表現可能會有所不同。與AltaGas目前假設的任何差異都可能影響預測的正常化EBITDA和正常化每股收益。請參閲本MD&A的風險管理部分，進一步討論新冠肺炎疫情給阿爾塔天然氣公司帶來的風險。

AltaGas估計，在對衝活動之前，平均每天約有9500桶NGL暴露在裂解價差中。AltaGas計劃通過積極的對衝計劃管理2021年暴露在裂縫中的NGL數量，目前對2021年的對衝比例約為95%。

在RIPET和芬代爾，天然氣價格利潤率通過AltaGas的全面對衝計劃得到保護。對於RIPET和芬代爾的收費安排下預計不會收縮的丙烷和丁烷交易量，目前約60%的丙烷和丁烷交易量在FEI與北美指數之間進行了財務對衝，丙烷和丁烷價差平均約為14美元/桶。當與設施的通行費總量結合在一起時，這相當於大約70%的預測出口量被收取通行費和/或進行財務對衝。正如過去披露的那樣，AltaGas計劃管理出口設施，使越來越多的年產能將通過收費安排來支撐，並預計在未來幾年內實現這一目標。

靈敏度分析

AltaGas的財務表現受到大宗商品價格、匯率和天氣變化等因素的影響。下表説明瞭這些關鍵變量對AltaGas 2021年預期歸一化EBITDA的大致影響：

(1)學位日-公用事業與SEMCO Gas、ENSTAR和哥倫比亞特區服務區相關。度日是衡量寒冷程度的一項指標，每天的平均氣温都在65華氏度以下，這就是衡量寒冷程度的標準。特定時期的學位日數是SEMCO Gas前15年、ENSTAR前10年和Washington Gas前30年的平均學位日數。

(2)敏感度是扣除現有套期保值後的淨值。利差變化對正常化EBITDA的影響將有所不同，目前正通過積極的對衝計劃進行管理。

成長資本

根據目前正在審查、開發或建設的項目，AltaGas預計2021年的淨資本支出約為9.1億美元。預計大部分資本支出將集中在公用事業平臺內的項目上，這些項目預計將實現穩定和透明的利率基數增長和強勁的風險調整回報。公用事業部門預計將佔總資本支出的80%至85%，中游部門預計佔15%至20%，公司/其他部門預計將佔其餘部分。2021年，AltaGas公用事業部門的資本支出將主要集中在加速管道更換計劃、客户增長和系統改進上。在中游部分，資本支出預計將主要用於尼格克里克擴建項目的建設、維護和行政資本、現有資產的優化以及新業務的開發。與中游資產相關的維護資本以及公司/其他部門剩餘的電能實業預計將佔2021年資本支出總額的約3,000萬至4,000萬美元。該公司繼續注重資本效率、有機增長和有紀律的資本配置，同時提高資產負債表的實力和靈活性。

AltaGas的2021年承諾資本計劃預計將通過內部產生的現金流和現有承諾信貸安排的正常課程借款提供資金。

增長資本項目更新

下表總結了AltaGas重大增長項目的狀況。

(1)這些數額是估計數字，可能會因應不同因素而有所改變。在適當的情況下，這些金額反映了AltaGas在各種項目中所佔的份額。

(2)到目前為止的支出反映了從項目開始到2021年6月30日發生的累計支出總額。

(3)公用事業加速更換計劃是多階段的長期項目，其支出由監管機構批准，並以多年為增量進行管理。到目前為止，支出僅包括上述當前計劃的金額，不包括之前計劃增量下的任何支出。實際提交的監管文件可能與報告的金額不同。

非GAAP財務指標

本MD&A包含對AltaGas使用的某些財務指標的引用，這些指標沒有GAAP規定的標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似指標相比較。提醒讀者，不應將這些非GAAP衡量標準解釋為根據GAAP計算的其他財務績效衡量標準的替代方案。非GAAP計量及其與GAAP財務計量的對賬如下所示。這些非GAAP衡量標準提供了管理層認為對描述AltaGas的經營業績、流動性和為紅利、資本支出和其他投資活動提供資金的能力有意義的額外信息。下面討論每個非GAAP衡量標準的具體原理以及與之相關的增量信息。

本MD&A中提及的標準化EBITDA、標準化淨收入、標準化運營資金、標準化所得税費用、標準化有效所得税税率、淨債務和淨債務與總資本之比的含義如本節所述。

歸一化EBITDA

EBITDA是衡量AltaGas在業務活動融資、資產攤銷或收益納税前的運營盈利能力的指標。EBITDA是根據綜合收益表計算的，使用經税前折舊和攤銷、利息費用和所得税費用調整後的淨收入。

正常化EBITDA包括與收購和處置相關的交易成本、風險管理合同的未實現虧損(收益)、資產出售收益、重組成本、股權投資稀釋虧損、新冠肺炎相關成本、資產撥備(撥備的沖銷)、外匯收益以及與資產報廢義務相關的增值費用的額外調整。AltaGas提出標準化EBITDA作為補充措施。管理層使用標準化EBITDA來加強對AltaGas公司各時期收益的瞭解。該指標經常被分析師和投資者用來評估行業內的實體，因為它排除了實體之間可能有很大差異的項目，這取決於所選擇的會計政策、資產的賬面價值和資本結構。

歸一化淨收入

正常化淨收益代表適用於普通股的淨收入，經與收購和處置相關的交易成本、非公認會計準則調整的非控股權益部分、風險管理合同的未實現虧損(收益)、投資損失(收益)、出售資產收益、資產撥備(撥備逆轉)、權益法核算的投資撥備、重組成本、股權投資稀釋虧損和新冠肺炎相關成本的税後影響進行調整後的淨收入。管理層使用標準化淨收入來增強AltaGas收益的可比性，因為它反映了AltaGas業務活動的基本表現。

來自運營的標準化資金

(一)不包括非現金金額。

正常運營資金用於協助管理層和投資者分析公司的流動性。管理層使用這一衡量標準來了解為資本投資、償還債務、支付股息和其他投資活動產生資金的能力。

運營資金根據合併現金流量表計算，定義為在運營資產和負債淨變化以及為清償資產報廢義務而發生的支出之前的運營現金。

運營正常化資金是根據運營現金計算的，並根據當期運營資產和負債的變化以及與收購和處置相關的交易和融資成本、新冠肺炎相關成本和重組成本等與運營相關的費用(扣除當期税金)進行了調整。

不應將業務資金和列報的業務標準化資金視為業務現金或根據公認會計原則計算的其他現金流量計量的替代辦法。

歸一化所得税費用

標準化所得税支出是指根據與收購和處置相關的交易成本、風險管理合同的未實現虧損(收益)、出售資產的收益、資產撥備(撥備的沖銷)以及權益法核算的投資撥備的税收影響調整後的所得税支出。管理層使用這一衡量標準是為了提高所得税對AltaGas收益影響的可比性，因為它反映了AltaGas業務活動的基本表現，並向分析師和投資者提供了這一視角。

淨債務和淨債務與總資本之比

公司使用淨債務和淨債務與總資本之比來監測其資本結構和融資需求。它也被用來衡量該公司的整體財務實力，旨在向分析師和投資者提供這一視角。淨債務被定義為短期債務(不包括為建設某些能源管理服務項目而獲得的第三方項目融資)，加上長期債務的當期和長期部分，減去現金和現金等價物。總資本的定義是淨債務加上股東權益和非控股權益。有關這些非GAAP措施的更多信息，可以在本MD&A的資本資源部分找到。

補充計算

歸一化EBITDA與歸一化淨收益的對賬

下表提供了歸一化EBITDA與歸一化淨收入的補充對賬。這兩項非公認會計準則的衡量標準此前都已與上一節中的相關公認會計原則財務衡量標準進行了調整。這些補充信息是作為補充信息提供的，以幫助分析師和投資者將正常化EBITDA與正常化淨收入進行比較，並不打算替代與最接近的可比GAAP衡量標準的核對。讀者不應過分依賴這種補充調節。

歸一化有效所得税率的計算

下表提供了根據歸一化淨收入和歸一化所得税費用計算歸一化有效所得税税率的方法。這兩項非公認會計原則的衡量標準以前都與上一節中的相關公認會計原則衡量標準進行了調整。這一補充計算是作為補充信息提供的，以幫助分析師和投資者將標準化所得税支出與標準化淨收入進行比較，並不打算替代與最接近的可比GAAP衡量標準的對賬。讀者不應過分依賴這種補充計算。

(1)計算方法為標準化所得税費用除以標準化税前淨收入。

按報告細分的運營結果

(1)非GAAP財務計量；請參閲本MD&A的非GAAP財務計量部分的討論。

公用事業

營運統計數字

(1)bcf為10億立方英尺。

(2)服務場所反映公用事業的所有服務場所，包括交通運輸和非管制業務線。

(3)攝氏度日是以有關日間平均氣温低於65華氏度而每日釐定的寒冷程度的量度單位。特定期間的學位天數是通過將該期間的每一天發生的學位天數相加來確定的。特定時期的正常學位日數是SEMCO Gas前15年、ENSTAR前10年和Washington Gas前30年的平均學位日數。

(4)在華盛頓天然氣公司的某些司法管轄區(弗吉尼亞州和馬裏蘭州)，都有收費機制，旨在消除天氣和其他因素(如環保)造成的客户使用量變化的影響。在哥倫比亞特區，沒有天氣正常化計費機制，華盛頓天然氣公司也沒有對衝來抵消天氣的影響。因此，天氣變冷或變暖都會導致財務業績出現差異。

2021年第二季度，與2020年同期相比，AltaGas的公用事業部門在SEMCO經歷了更温暖的天氣，在ENSTAR經歷了更冷的天氣，在華盛頓天然氣經歷了更温暖的天氣。

2021年上半年，與2020年同期相比，AltaGas的公用事業部門在SEMCO和ENSTAR經歷了更温暖的天氣，在華盛頓天然氣經歷了更冷的天氣。

由於客户羣的增長，2021年6月30日的服務站點比2020年6月30日增加了約9,000個站點。

2021年第二季度，美國天然氣零售量為9887Mmcf，而2020年同期為11419Mmcf。這一下降的主要原因是與2020年同季度相比，利用率較低。2021年第二季度，美國零售量為3,201 GWh，而2020年同期為3,151 GWh。這一增長主要是由於消費增加和業務服務的客户增加所致。

2021年上半年，美國天然氣零售量為34,583 Mmcf，而2020年同期為33,336 Mmcf。這一增長主要是由於2021年上半年與2020年同期相比天氣較冷。2021年上半年，美國零售量為6,449GWh，而2020年同期為6,662GWh。這一下降主要是由於新冠肺炎的影響，但被該業務服務的客户增加部分抵消。

截至6月30日的三個月

公用事業部門標準化EBITDA在2021年第二季度為9900萬美元，而2020年同期為8000萬美元。歸一化EBITDA的增長主要是由於WGL零售營銷業務的天然氣和電力利潤率上升的影響，這是因為有利的定價，養老金資產的更高回報，華盛頓天然氣公司2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區費率案的影響，以及沒有與2019年弗吉尼亞州費率案相關的2020年費率退款調整，加速管道更換計劃支出的收入增加，滯納金的繼續徵收，以及阿拉斯加天氣變冷，部分被美元疲軟，一般和行政費用增加，以及密歇根州和密歇根州天氣變暖所抵消

截至6月30日的六個月

公用事業部門報告稱，2021年上半年歸一化EBITDA為4.71億美元，而2020年同期為4.49億美元。歸一化EBITDA的增長主要是由於WGL零售營銷業務的天然氣和電力利潤率較高，原因是定價有利，養老金資產回報率較高，加快管道更換計劃支出的收入增加，華盛頓天然氣公司2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區費率案件的影響，哥倫比亞特區天氣變冷，以及客户增長，但部分被美元走弱，弗吉尼亞州2020年費率調整，一般和行政費用上升，2020年出售ACI的影響，以及阿拉斯加和密歇根州天氣轉暖的影響所抵消

2020年上半年，公用事業部門通過處置ACI確認了2.06億美元的税前收益。

案例更新率

新冠肺炎相關訂單

其他監管更新

2021年7月1日，SEMCO提交了其2022-2023年減少能源浪費(EWR)計劃，這是一種面向客户的能效計劃，供MPSC批准。Semco計劃在2022年和2023年花費約3000萬美元用於減少能源浪費，以實現第一年節能約1010萬熱度的目標。

中游

營運統計數字

(1)該期間的平均值。

(2)NGL體積指丙烷、丁烷及凝析油。

(3)已實現的裂解價差或NGL利潤率以每桶NGL的美元表示，計算方法是該部門在裂解價差敞口交易量期間記錄的銷售額加上在該期間結算的裂解套期保值減去開採溢價後的結算值除以該期間產生的裂解風險敞口總量。

(4)平均現貨裂解價差或NGL利潤率(以美元/桶NGL表示)是指AltaGas在計入套期保值之前，丙烷、丁烷和凝析油減去提取溢價後收到的平均銷售價格除以該期間各自的裂解價差暴露體積。

(5)FEI和Mont Belvieu Tet商業指數之間的丙烷平均價差。

(6)FEI和Mont Belvieu Tet商業指數之間的丁烷平均價差。

在截至2021年6月30日的三個月裏，RIPET出口到亞洲的丙烷量平均為44,973桶/日，而2020年同期為41,460桶/日。2021年第二季度有7批完整發貨，而2020年同期為7批。RIPET出口量增加是因為每批貨物的平均丙烷量增加。芬代爾的丙烷和丁烷出口量平均為45133桶/日，在截至2021年6月30日的三個月裏，有8批貨物運往亞洲。

在截至2021年6月30日的6個月裏，RIPET出口到亞洲的丙烷量平均為47,828桶/日，而2020年同期為38,301桶/日。2021年上半年有15批完整發貨，而2020年同期為13批。RIPET出口量和出貨量的增加是現貨市場上銷售的貨物數量增加的結果。在截至2021年6月30日的6個月裏，芬代爾的丙烷和丁烷出口量平均為39,970桶/日，其中14批運往亞洲。

與2020年同期相比，2021年第二季度的進氣加工量增加了160Mmcf/d。2021年第二季度進口天然氣加工量增加的原因是湯森德深度切割設施(Townsend Deep Cut)的進氣量增加(該設施於2020年5月投入使用)，以及提取和戈登代爾(Gordondale)設施的進氣量增加。

與2020年同期相比，2021年上半年的進氣加工量增加了147Mmcf/d。2021年上半年進口天然氣加工量增加的原因是湯森深度切割設施的進氣量增加，以及提取和戈登代爾設施的進氣量增加。

與2020年同期相比，2021年第二季度的平均乙烷產量增加了2168桶/日，而平均提取的NGL產量增加了7124桶/天。較高的乙烷體積是提取設施中額外收縮的乙烷體積的結果。提取的NGL數量增加是由於湯森深度切割設施的額外提取NGL數量和提取設施的進口數量增加所致。

與2020年同期相比，2021年上半年的平均乙烷產量增加了2675Bbls/d，而平均提取的NGL數量增加了6325Bbls/d。較高的乙烷體積是提取設施中額外收縮的乙烷體積的結果。提取的NGL數量增加是由於湯森深度切割設施的額外提取NGL數量和提取設施的進口數量增加所致。

與2020年同期相比，2021年第二季度的分餾量增加了7259Bbls/d。更高的分餾量是由於北鬆的擴建，湯森德深度切割設施的額外液體量，以及哈馬坦更高的入口導致的更高的分餾量。

與2020年同期相比，2021年上半年的分餾量增加了7383Bbls/d。更高的分餾量是由於北鬆擴建和湯森德深度切割設施提供的額外液體量造成的。

截至2021年6月30日的天然氣優化庫存為1.3bcf(2020年12月31日-39.3bcf)。這一減少主要是由於WGL Midstream在2021年4月出售了大部分大宗商品業務。

截至6月30日的三個月

2021年第二季度，中游業務報告正常化EBITDA為1.42億美元，而2020年同期為1.11億美元。2021年第二季度標準化EBITDA的增長主要是由於Petrogas整合的影響，由於艾伯塔省電價上漲，哈馬坦熱電廠的收益增加，RIPET的出口量增加，分餾和液體處理收入增加，以及NEBC增長項目投入使用，NEBC設施的加工量增加。這些被與MVP相關的AFUDC的停止，RIPET(包括對衝)的已實現商家利潤率下降，Gordondale與2018年簽訂並於2021年生效的混合和延伸合同相關的合同資產攤銷，以及出售WGL的大部分大宗商品業務的影響部分抵消。

2021年第二季度，中游部門通過出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務確認了300萬美元的税前收益，並確認了其他次要資產出售的100萬美元的税前收益。此外，在2021年第二季度，中游部分錄得1900萬美元的部分沖銷2021年第一季度記錄的撥備。這是由於WGL Midstream交易於2021年4月完成時持有的待售資產淨額的公允價值增加。

截至6月30日的六個月

2021年上半年，中游業務報告正常化EBITDA為4.46億美元，而2020年同期為2.31億美元。2021年上半年歸一化EBITDA的增長主要是由於Petrogas整合的影響，該整合在Petrogas收購完成後進行了整合，有利的儲存和運輸利潤率以及2021年第一季度WGL中游公司更高的儲存提款，RIPET的出口量增加，分餾和液體處理收入增加，NEBC設施的加工量增加，因為NEBC增長項目投入使用，由於艾伯塔省電價上漲，哈馬坦熱電廠的收益增加，實現了更高的收益這些被以下因素部分抵消：與MVP相關的AFUDC的停止，RIPET的已實現商家利潤率下降(包括對衝)，與2018年簽訂並於2021年生效的混合和延長合同相關的Gordondale合同資產的攤銷，不利的NGL營銷利潤率，以及出售WGL的大部分大宗商品業務的影響。

2021年上半年，中游部門確認了大約400萬美元的資產處置税前收益，這些資產與前面提到的出售WGL中游的大部分大宗商品業務和其他次要資產出售有關。此外，在2021年上半年，中游業務確認的税前撥備約為5700萬美元(税後4600萬美元)，主要與出售WGL中游的大部分大宗商品業務有關。2020年上半年，中游業務確認了一筆約200萬美元的税前撥備，涉及位於哈馬坦天然氣加工廠附近的地塊。

中游限制語

(1)不包括基差。

公司/其他

截至6月30日的三個月

在公司/其他部門，2021年第二季度的正常化EBITDA為虧損1100萬美元，而2020年同期的收益為1500萬美元。這一減少主要是由於2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的費用增加。

2021年第二季度，公司/其他部門確認了美國剩餘的最後一個分佈式發電項目的税前虧損100萬美元，該項目於2019年出售，但在本季度轉移給了買家。在2020年第二季度，公司/其他部門確認了美國某些分佈式發電項目的200萬美元税前收益，這些項目在2019年出售，但在2020年轉移給了買家。此外，在2020年第二季度，公司/其他部門確認了一筆約300萬美元的税前撥備，該撥備與尚未轉移給買方的一個剩餘的美國分佈式發電項目有關。

截至6月30日的六個月

在公司/其他部門，2021年上半年的正常化EBITDA為虧損1300萬美元，而2020年同期的收益為2500萬美元。減少的主要原因是2021年股價上漲以及2020年第三季度處置波莫納的影響導致與員工激勵計劃相關的費用增加。

2021年上半年，公司/其他部門確認了前面提到的出售最後一個美國分佈式發電項目的税前虧損約100萬美元。2020年上半年，公司/其他部門確認了某些美國分佈式發電項目的税前收益900萬美元，這些項目於2019年出售，但在2020年上半年轉移給了買家。在2020年上半年，公司/其他部門也受到了之前提到的2020年第二季度確認的撥備的影響。

投資資本

2021年第二季度，AltaGas的投資資本為2.19億美元，而2020年同期為1.95億美元。投資資本的增加主要是由於華盛頓天然氣公司在加速管道更換計劃、客户增長和系統改進計劃上的支出增加，增加了房地產、廠房和設備的增加。2021年第二季度的物業、廠房和設備處置主要與出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務有關。

2021年第二季度的投資資本包括300萬美元(2020-200萬美元)的維護資本，全部在中游部分。2021年第二季度的中游維護資本主要與湯森、埃德蒙頓乙烷提取廠(EEEP)和芬代爾設施有關。

2021年上半年，AltaGas的投資資本為3.6億美元，而2020年同期為4.6億美元。投資資本減少主要是由於房地產、廠房和設備的增加較少，以及沒有向AIJVLP提供與2020年第一季度的現金募集相關的出資。

2021年上半年房地產、廠房和設備的新增數量減少，主要是因為沒有與NEBC項目相關的建設成本，這些項目大部分在2020年上半年完成，美元走弱對美國資本支出的影響，以及Blythe設施維護成本的降低，部分被Nig Creek擴建的建設成本，對合並的Petrogas設施的資本投資，以及華盛頓天然氣公司和SEMCO的加速管道更換計劃支出所抵消。2021年上半年的物業、廠房和設備處置主要涉及出售WGL Midstream大部分大宗商品業務所獲得的收益。2020年上半年的房地產、廠房和設備處置以及權益法投資主要涉及處置美國分佈式發電資產和處置ACI所獲得的收益。

2021年上半年的投資資本包括中游部門的600萬美元(2020年-300萬美元)的維護資本，以及與公司/其他部門的剩餘電能實業相關的500萬美元(2020年-1,400萬美元)。中游維護資本的增加主要是由於湯森、EEEP和芬代爾設施的維護成本。公司/其他部門的維護資本減少的主要原因是布萊斯工廠的計劃週轉維護資本減少。

流動性

由於就2018年收購WGL向DC的PSC、MD的PSC和VA的SCC做出了某些承諾，Washington Gas在向AltaGas支付股息時受到一定的限制。然而，AltaGas預計這不會對AltaGas履行義務的能力產生影響。

此外，Wrangler SPE LLC和Washington Gas向華盛頓特區的PSC、MD的PSC和VA的SCC做出了某些圈護承諾，目的是將Washington Gas從AltaGas及其附屬公司(華盛頓天然氣和Wrangler SPE LLC(統稱為“環圍欄實體”)的破產財產中除名)。由於這些圍欄措施，圍欄實體的任何資產都無法償還AltaGas或任何非圍欄實體附屬公司的債務或合同義務，包括AltaGas的任何債務或其他合同義務，以及

環圍實體不承擔任何非環圍實體的債務或其他合同義務，反之亦然。

運營現金

與2020年同期相比，截至2021年6月30日的6個月，來自運營的現金減少了1.26億美元，這主要是因為運營資產和負債的淨變化存在不利差異，以及股權投資的分配減少，但部分被税後淨收入增加(經非現金項目調整後)所抵消。營業資產和負債淨變化的主要原因是，由於大宗商品價格和銷售量的波動，應收賬款和存貨的現金流減少，以及Petrogas負債的增加，但由於數量和價格波動導致的應收賬款和應計負債的現金流增加，Petrogas資產的增加，以及由於天氣轉暖以及2020年弗吉尼亞州利率退款調整的影響，與監管資產和監管負債相關的現金流增加，部分抵消了這一差額。

營運資金

(一)流動資產除以流動負債。

週轉金比率增加的主要原因是應付賬款、應計負債和短期債務減少，但被應收賬款和存貨減少部分抵消。AltaGas的營運資金將在正常業務過程中波動。

投資活動

截至2021年6月30日的6個月，來自投資活動的現金為2100萬美元，而2020年同期用於投資活動的現金為7800萬美元。截至2021年6月30日的6個月的投資活動主要包括出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務和其他次要資產銷售的收益約3.44億美元，部分抵消了約3.09億美元的房地產、廠房和設備以及無形資產的支出，約700萬美元的股本投資貢獻，以及700萬美元的其他投資活動變化。截至2020年6月30日的6個月的投資活動主要包括大約3.76億美元的股權投資處置收益(主要與ACI的處置有關)，1000萬美元的資產出售收益，部分被大約4億美元的房地產、廠房和設備以及無形資產支出以及大約6400萬美元的股權投資貢獻所抵消。

融資活動

截至2021年6月30日的6個月，用於融資活動的現金為7.16億美元，而2020年同期為7.45億美元。截至2021年6月30日的6個月的融資活動主要包括2億美元的短期債務和長期債務的淨償還、8.94億美元的信貸安排項下的淨償還、1.68億美元的股息和1200萬美元的非控股權益分配，其中5.45億美元的長期債務發行、100萬美元的非控股權益貢獻和1200萬美元的行使期權發行的股票收益部分抵消了這一部分。截至2020年6月30日的6個月的融資活動主要包括13億美元的短期債務和長期債務的淨償還，3.54億美元的信貸安排淨償還，1.67億美元的股息，1700萬美元的非控股權益分配，11億美元的長期債務發行部分抵消，500萬美元的非控股權益貢獻，以及100萬美元的行使期權發行的股票收益。截至2021年6月30日的6個月，支付給AltaGas普通股和優先股股東的股息總額為1.68億美元(2020-1.67億美元)。

資本資源

AltaGas的資本管理目標是維持其投資級信用評級，確保充足的流動性，優化現有資產的盈利能力，並發展其能源基礎設施，為投資者創造長期價值並提高回報。AltaGas的資本結構由股東權益(包括非控股權益)、短期和長期債務(包括當前部分)減去現金和現金等價物組成。

債務或股權融資的使用基於AltaGas的資本結構，該結構是通過考慮與運營相關的規範和風險以及現金流的穩定性和可持續性來確定的。

(1)就計算淨債務而言，短期債務不包括代表美國聯邦政府為某些能源管理服務項目的建設提供資金而獲得的第三方項目融資。由於這筆債務是代表美國政府獲得的，AltaGas只需在該項目未完成或未被政府接受的情況下償還。截至2021年6月30日，上表不含短期債務的項目融資餘額為700萬美元(2020年12月31日-2000萬美元)。

(2)截至2021年6月30日的債券發行成本淨額為4500萬美元(2020年12月31日-4300萬美元)。

截至2021年6月30日，AltaGas的總債務主要包括46億美元(2020年12月31日-40億美元)的未償還中期票據(MTN)，反映收購公允價值調整的WGL和Washington Gas長期債務21億美元(2020年12月31日-21億美元)，SEMCO長期債務6.22億美元(2020年12月31日-6.41億美元)，根據銀行信貸安排提取的零美元(2020年12月31日-9.34億美元)和短期債務

(2020年12月31日-2.56億美元)。此外，AltaGas還有2.17億美元的未償還信用證(2020年12月31日-2.3億美元)。

截至2021年6月30日，AltaGas的總市值約為73億美元，基於約2.8億股已發行普通股和2021年6月30日每股普通股26.02美元的收盤價。

AltaGas截至2021年6月30日的連續12個月的收益利息覆蓋率為2.4倍(截至2020年6月30日的12個月-2.5倍)。

(1)2021年6月30日提取的金額，按月末匯率1美元=1.2394加元兑換(2020年12月31日-1美元=1.2732加元)。

(2)所有美元借款能力均按2021年6月30日美元/加元月末匯率轉換。

(3)2021年第二季度，AltaGas關閉了一項修正案，該修正案導致加拿大所有承諾的信貸安排整合為23億美元的安排。該安排有20億美元的五年期可延長承諾循環部分和3億美元的兩年期可延長側車流動性循環安排。

(4)提取的金額包括由長期貸款支持的商業票據。WGL和Washington Gas有權在銀行批准的情況下申請至多1億美元的額外借款，這兩家公司各自的貸款總額分別為4億美元和5.5億美元。

(5)在2021年第二季度，WGL將其信貸安排延長了兩年，並將該安排的規模提高到3億美元。修訂後的設施將於2024年7月到期。

除了上面列出的設施，AltaGas還有4.64億美元的信用證需求(2020年12月31日-3.3億美元)。截至2021年6月30日，這些貸款的信用證金額為2.17億美元(2020年12月31日-2.29億美元)，公司循環信貸貸款的金額不到100萬美元(2020年12月31日-100萬美元)。

WGL和華盛頓燃氣使用商業票據或無擔保短期銀行貸款形式的短期債務，為季節性現金需求提供資金。循環承諾信貸額度維持在等於或高於預期最高商業票據頭寸的金額。截至2021年6月30日，WGL和華盛頓天然氣公司的未償還商業票據總額為2.91億美元(2020年12月31日-4.95億美元)。

所有借款貸款都有適用於這類貸款的慣例契約，這些契約必須在每個季度末滿足。自設施建立以來，AltaGas及其子公司每個季度都遵守所有財務契約。截至2021年6月30日和2020年12月31日，AltaGas及其子公司也遵守了其MTN的信託契約要求。

下表彙總了該公司由信貸安排協議定義的主要財務契約：

(1)根據該公司23億美元的信貸安排協議計算，該協議可在SEDAR網站www.sedar.com上獲得。這些契約等同於該公司承諾的所有信貸安排，並適用於該公司承諾的所有信貸安排。

(2)估計，以最終調整為準。

(3)銀行EBITDA-利息費用(SEMCO)和銀行債務-資本比率(SEMCO)是根據SEMCO的合併財務報表計算的，計算方法與銀行債務-資本比率和銀行EBITDA-利息費用類似。

(4)WGL的銀行負債與資本比率是根據WGL的合併財務報表計算的。

(5)按照石油天然氣信貸安排協議計算。

2021年2月22日，一份25億美元的基礎架子招股説明書被提交，用於發行某些類型的未來公共債務和/或股票發行，以取代日期為2019年9月25日的基礎架子招股説明書。這使得AltaGas能夠在基本貨架招股説明書保持有效的25個月期間及時進入加拿大資本市場。截至2021年6月30日，基本貨架招股説明書下的可用資金約為20億美元。

2021年2月22日，AltaGas在艾伯塔省和美國兩地提交了20億美元的簡短基礎擱板招股書，以取代2020年1月21日提交的20億美元的簡短基礎擱板招股書。這將使AltaGas能夠在基本貨架招股説明書保持有效的25個月期間進入美國資本市場。截至2021年6月30日，基礎貨架招股説明書下的可用資金為20億美元。

關聯方交易

在正常的業務過程中，AltaGas與其子公司、附屬公司和合資企業進行交易。2020年年度綜合財務報表附註30所述的關聯方交易性質並無重大變化。

風險管理

新冠肺炎相關風險

阿爾塔天然氣公司及其子公司於2020年初啟動了大流行應對小組，以監測與新冠肺炎相關的事態發展，並確保公司做出快速和適當的反應。AltaGas的每一項業務都實施了連續性計劃和準備措施，首要考慮的是保障員工的福祉。到目前為止，阿爾塔天然氣公司一直能夠在對其運營和業務造成最小幹擾的情況下應對“新冠肺炎”相關挑戰。隨着新冠肺炎疫情的持續，AltaGas繼續採取積極措施，有效應對其運營所在司法管轄區風險和監管任務的演變，包括取消國際旅行限制、即將到來的冬季感冒和流感事件可能增加、某些地區疫苗接種率放緩、疫苗有效性以及新冠肺炎變異株的演變。

AltaGas已確定以下是大流行對其業務和運營的潛在持續直接或間接影響：

▪新冠肺炎三角洲變體：高傳染性新冠肺炎三角洲變體的出現，導致幾個全球司法管轄區恢復了某些新冠肺炎限制。再加上滯後的疫苗接種率，Delta變種有可能導致第四波大流行，在這種情況下，AltaGas可能會被迫推遲重返社會的努力。由於德爾塔變種的普遍發生，AltaGas的員工或承包商普遍無法履行職責，這將對AltaGas繼續正常運營的能力產生不利影響；

▪重返工作崗位：隨着AltaGas將其人員重新整合到工作場所，它可能會產生額外的成本來調整工作場所，以滿足適用的健康和安全要求。病毒或其變種出現更多波動，或疫苗接種水平不足，可能需要AltaGas修改或推遲此類整合計劃。在無法有效保護員工免受病毒傳播的情況下，AltaGas可能會被迫放慢或逆轉其重返社會的努力，並可能面臨責任指控；

▪IT基礎設施、隱私和網絡安全：自從宣佈全球大流行以來，有針對性的網絡攻擊的數量和複雜性都有所增加。大流行調整後的操作，如在家工作和遠程訪問公司的系統，可能會增加網絡安全和隱私泄露的風險，並可能給公司的IT基礎設施帶來額外的壓力。這類基礎設施的故障可能會嚴重限制AltaGas進行正常運營的能力。到目前為止，AltaGas的系統運行良好，沒有因IT基礎設施問題而對其運營產生實質性影響；以及

▪交易對手和供應商風險：合同交易對手和供應商可能無法履行對AltaGas的義務的風險增加。重大交易對手或供應商的這種不履行行為可能會對AltaGas的運營和財務業績產生不利影響。到目前為止，與阿爾塔天然氣資產相關的交易對手因新冠肺炎而援引的任何不可抗力案例都不是實質性的。

如果這些風險成為現實，該公司執行2021年剩餘時間業務計劃的能力可能會受到不利影響。

政治不確定性與內亂

AltaGas運營的司法管轄區的政治氣候存在不確定性。社會、政治、監管或經濟條件的變化，或管理環境、發展、税收、外貿、投資或能源的法律和政策的變化，都可能對AltaGas的業務和運營產生重大不利影響。

最近，AltaGas運營的地區發生了嚴重的內亂事件。如果內亂伴隨着交通線路中斷、基礎設施受損、暴力或破壞，AltaGas的人員、物理設施和運營可能面臨風險，財務和運營業績可能受到不利影響。

其他

AltaGas在正常運營過程中面臨各種市場風險，這些風險可能會影響收益和現金流。AltaGas簽訂實物和金融衍生品合同，以管理大宗商品價格和匯率波動的風險敞口，並優化某些擁有和管理的天然氣資產。AltaGas董事會為公司制定了風險管理政策，建立了AltaGas的風險管理控制框架。衍生工具受本政策管轄，並受其約束。截至2021年6月30日和2020年12月31日，該公司衍生品的公允價值如下：

風險管理合同摘要

商品價格合同

▪截至2021年6月30日的6個月，平均指示性現貨天然氣裂解價差約為23美元/桶(2020年-3美元/桶)，包括基差。在截至2021年6月30日的6個月裏，AltaGas實現的平均NGL裂解價差(基於平均現貨價格和包括基差的已實現對衝價格)約為13美元/桶，包括基差(2020-14美元/桶)。

根據2021年的▪，AltaGas估計，在對衝活動之前，平均每天約有9,500桶天然氣將暴露在裂解價差中。大約95%的裂縫暴露的NGL體積都有套期保值，包括內部套期保值。

▪在RIPET和芬代爾，天然氣價格利潤率通過AltaGas的全面對衝計劃得到保護。對於RIPET和芬代爾的收費安排下預計不會收縮的丙烷和丁烷交易量，目前約60%的丙烷和丁烷交易量在FEI與北美指數之間進行了財務對衝，丙烷和丁烷價差平均約為14美元/桶。當與設施的通行費總量結合在一起時，這相當於大約70%的預測出口量被收取通行費和/或進行財務對衝。正如過去強調的那樣

據披露，AltaGas計劃管理出口設施，使越來越多的年產能將通過收費安排來支撐，並預計在未來幾年內實現這一目標。

外匯合約

截至2021年6月30日，以下外匯遠期合約未平倉：

在截至2021年6月30日的6個月裏，AltaGas在所有外匯遠期合約上錄得1600萬美元的税後實現收益。2020年上半年沒有現成的外匯合約。

氣象儀器

▪截至2021年6月30日的6個月，沒有與供暖度日和降温度日儀器相關的税前收益或虧損(2020-税前虧損300萬美元)。

衍生工具對合並收益表的影響

下表列出了公司綜合損益表中記錄的衍生工具的未實現收益(虧損)：

有關AltaGas風險管理活動的進一步詳情，請參閲截至2021年6月30日止三個月及六個月的2020年年度綜合財務報表附註23及未經審核簡明中期綜合財務報表附註15。

分紅

AltaGas宣佈每月向其普通股股東支付股息。優先股的股息每季度支付一次。股息由董事會酌情決定，並定期審查股息水平，同時考慮AltaGas持續的可持續經營活動現金流、維護和增長資本支出以及債務償還要求。

下表彙總了AltaGas的股息申報歷史：

(一)2020年12月31日，AltaGas贖回全部已發行的I系列優先股。

關鍵會計估計

由於許多資產、負債、收入和支出的價值的確定取決於未來的事件，因此AltaGas的合併財務報表的編制需要使用經過仔細判斷而作出的估計和假設。除下文所述外，AltaGas的主要會計政策保持不變，幷包含在2020年年度合併財務報表的附註中。其中某些政策涉及關鍵的會計估計，因為要求對以下各項作出特別主觀或複雜的判斷

這些事項本質上是不確定的，而且可能在不同的條件下或使用不同的假設報告實質性不同的金額。

AltaGas的關鍵會計估計涉及收入確認、金融工具、折舊和攤銷費用、租賃、資產報廢債務和其他環境成本、減值評估、存貨估值、所得税、養老金計劃和退休後福利、監管資產和負債以及或有事項。有關這些會計估計的全面討論，請參閲截至2021年6月30日以及截至2021年6月30日的三個月和六個月的2020年年度綜合財務報表以及未經審計的簡明中期綜合財務報表的MD&A和附註2。

新會計準則的採納

自2021年1月1日起，AltaGas採用了以下財務會計準則委員會(FASB)發佈的會計準則更新(ASU)：

▪於2019年12月發佈了美國會計準則委員會第2019-12號“所得税：簡化所得税會計處理”。本ASU中的修正案通過澄清現行指南的某些方面，並刪除了ASC 740中一般原則的一些例外，簡化了所得税的會計處理。採用這種ASU並沒有對AltaGas的合併財務報表產生實質性影響；

▪於2020年1月發佈了美國會計準則理事會第2020-01號“衍生品與套期保值：澄清第321主題、第323主題和第815主題之間的相互作用”。本ASU的修訂澄清了股權工具的計量替代方案的應用，以及用於收購股權證券的非衍生遠期合約或購買的看漲期權的計量。採用這種ASU並沒有對AltaGas的合併財務報表產生實質性影響；

▪於2020年3月發佈了美國會計準則委員會第2020-04號“參考匯率改革：促進參考匯率改革對財務報告的影響”。本ASU中的修正案提供了可選的權宜之計和例外，用於在滿足特定標準的情況下，將GAAP應用於受參考匯率改革影響的合同修改和套期保值關係。這些僅適用於合約、套期保值關係，以及參考倫敦銀行間拆放款利率(LIBOR)或因參考利率改革而預計將停止的另一參考利率的其他交易。AltaGas的某些信貸安排、承租人車輛融資租賃以及某些衍生品銷售安排中的運輸費用均參考倫敦銀行間同業拆借利率(LIBOR)。LIBOR的終止將需要修改這些安排，以另一種利率取代LIBOR。因此，AltaGas已做出政策選擇，在2021年1月1日採取與這些安排相關的合同修改可選權宜之計。由於選擇了這些可選的權宜之計，預計倫敦銀行間同業拆借利率(LIBOR)引起的合同修改不會對AltaGas的合併財務報表產生實質性影響。AltaGas將繼續監控監管機構和金融機構過渡到替代參考利率的活動，並繼續審查參考LIBOR的額外安排。因此，AltaGas未來可能會進行額外的可選選舉。

未來會計準則的變化

2020年8月，FASB發佈了ASU第2020-06號“具有轉換和其他期權的債務以及主題815-40-衍生品和對衝-實體自有股權的合約：可轉換工具的會計和實體自有股權的合約”。本ASU的修訂簡化了某些具有負債和權益特徵的金融工具的會計處理，包括實體自有權益中的可轉換工具和合同。本會計準則中的修正案對符合美國證券交易委員會(美國證券交易委員會)備案文件定義的公共商業實體有效，不包括符合美國證券交易委員會定義的較小報告公司的實體，從2021年12月15日開始的財年，包括這些財年內的過渡期。對於所有其他實體，修正案在2023年12月15日之後的財年有效，包括這些財年內的過渡期。允許提前領養。該ASU的採用預計不會對AltaGas的合併財務報表產生實質性影響。

表外安排

在截至2021年6月30日的6個月裏，AltaGas沒有達成任何重大的表外安排。有關表外安排的更多信息，請參閲截至2020年12月31日的經審計綜合財務報表和MD&A。

披露控制和程序(DCP)和財務報告內部控制(ICFR)

管理層，包括首席執行官和首席財務官，負責建立和維護DCP和ICFR，這些術語在National Instrument 52-109“發行人年度和中期文件中的披露證明”中有定義。該文書的目的是提高根據證券法提交或提交的信息的質量、可靠性和透明度。

管理層，包括首席執行官和首席財務官，已經設計或安排在他們的監督下設計DCP和ICFR，以提供合理的保證，確保AltaGas根據證券法規提交或提交的年報、中期文件或其他報告中要求披露的信息及時報告，財務報告可靠，且為外部目的編制的財務報表符合美國公認會計準則(U.S.GAAP)。

ICFR是根據特雷德韋委員會(COSO)贊助組織委員會發布的2013年內部控制-綜合框架中建立的框架設計的。

管理層設計了現有的框架，以全面和準確地合併相關信息。於本MD&A所涵蓋期間，除與收購Petrogas有關的ICFR變動外，AltaGas的ICFR並無重大影響或合理地可能對其ICFR或DCP產生重大影響的變動。阿爾塔天然氣公司認為，與新冠肺炎疫情相關的流程變化不會對國際食品安全儲備委員會產生實質性影響。

範圍限制

根據國儀52-109的規定，並與美國證券交易委員會相關指引一致，本次評估的範圍不包括2020年12月15日收購的與石油天然氣相關的ICFR。這些規定允許發行人將在發行人財政年度結束前不超過365天收購的業務排除在

其認證範圍。因此，截至2021年6月30日，與收購Petrogas相關的控制、政策和程序被排除在管理層對AltaGas的ICFR設計的評估之外。AltaGas繼續評估其DCP季度和ICFR年度的有效性。截至2021年6月30日及截至2021年6月30日的6個月期間，經審計的合併財務報表中包括的Petrogas公司的財務摘要信息包括大約27億美元的總資產和大約20億美元的收入。

值得注意的是，一個管制系統，無論構思和運作如何完善，都只能提供合理的保證，而不是絕對的保證，確保管制系統的目標得以達到。由於所有控制系統的固有限制，任何控制評估都不能絕對保證已檢測到所有控制問題，包括欺詐實例(如果有的話)。任何控制系統的設計，在一定程度上也是基於對未來事件可能性的某些假設，不能保證任何設計在所有可能的情況下都能成功地實現其所述的目標。

共享信息

最近八個季度的綜合業績摘要(1)

(1)因四捨五入關係，款額可能不會相加。

(2)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A的非GAAP財務衡量標準部分的討論。

(3)從2020年開始，管理層不再根據天然氣優化庫存公允價值的變化調整歸一化EBITDA。以前的期間已進行調整，以反映這一變化的影響。

AltaGas的季度環比財務業績受到季節性、大宗商品價格波動、天氣、美元/加元匯率、計劃內和計劃外工廠停運、新項目投產日期時間以及收購和資產剝離活動的影響。

公用事業公司的收入通常是任何給定年份的第一季度和第四季度最高的，因為大部分天然氣需求發生在冬季取暖季節，冬季通常從11月持續到3月。

在所述期間影響季度環比收入的其他重要項目包括：

▪幾家公用事業公司在2020年第二季度和第三季度經歷了季節性較冷的天氣；

▪RIPET於2019年第二季度投入商業服務；

▪2019年第三季度出售美國分佈式發電資產的影響；

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

▪2020年第四季度收購Petrogas額外股權的影響；以及

▪表示，2021年第二季度出售WGL Midstream大部分大宗商品業務的影響。

適用於普通股的淨收益(虧損)也受到遞延所得税、折舊和攤銷費用、增值費用、資產撥備、長期投資損益以及出售資產損益等非現金項目的影響。此外，適用於普通股的淨收益(虧損)也受到優先股分紅的影響。由於這些原因，淨收益(虧損)不一定反映出與收入相同的趨勢。在上述期間適用於普通股的淨收入(虧損)受到以下因素的影響：

▪由於資產出售的影響，折舊和攤銷費用減少，但被投入使用的新資產部分抵消；

▪2019年第三季度出售美國分佈式發電資產的影響；

▪2019年第四季度出售WGLMidstream在中央賓夕法尼亞的間接非經營性權益的影響；

2019年第四季度確認的▪税後撥備約3.19億美元，主要與電能實業有關；

▪2020年第一季度出售AltaGas Canada Inc.的影響；

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

由於收購和處置，2020年發生的▪税後交易成本約為1,800萬美元；

▪2020年第四季度確認的與奧爾頓天然氣儲存項目有關的税後撥備約7,900萬美元；

▪與華盛頓天然氣公司2020年第三季度的定期養老金和其他退休後福利計劃淨成本相關的會計原則變化的影響；

▪2020年第四季度收購Petrogas額外股權的影響；

▪2021年上半年確認的税後撥備約4,600萬美元，與出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務有關；以及

▪表示，2021年第二季度出售WGL Midstream大部分大宗商品業務的影響。

合併資產負債表

(摘要及未經審計)

可變利息實體(附註10)

承諾、擔保和或有事項(附註19)

季節性(注22)

分段信息(注23)

後續事件(附註24)

見合併財務報表附註。

 

合併損益表

(摘要及未經審計)

見合併財務報表附註。

綜合全面收益表(損益表)

(摘要及未經審計)

見合併財務報表附註。

合併權益表

(摘要及未經審計)

(1)股息再投資和可選現金購買計劃於2019年12月暫停，12月股息(應於2020年1月支付)是參與股東根據滴滴計劃有資格進行再投資的最後一筆股息支付。

見合併財務報表附註。

合併現金流量表

(摘要及未經審計)