管理層的討論與分析

本管理層日期為2021年10月27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9月30日的三個月和九個月的運營、流動性和資本資源的結果。本MD&A應與AltaGas截至2021年9月30日的3個月和9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：根據SEMCO EWR計劃的預期支出和第一年節能目標；預計年度合併正常化EBITDA約為1.475美元至15.25億美元，預計2021年正常化每股收益約為1.65美元至1.8美元；預計公用事業公司將貢獻2021年正常化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；對標準化EBITDA的預期；預計公用事業公司將貢獻2021年正常化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；對標準化EBITDA的預期預計增長將抵消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；預計新冠肺炎的影響將沒有2020年那麼明顯；估計在對衝活動之前，平均約有9800bbls/d的天然氣液體(NGL)暴露於裂解價差；預計2021年將實施積極的對衝計劃；計劃通過未來幾年的收費安排，支撐RIPET年產能的越來越大部分, 對正常化年度EBITDA的預測；預計2021年淨資本支出為8.5億美元；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過程借款提供資金；增長資本項目的預期成本、完成日期和啟用日期；向公用事業監管機構提交申請、聽證會和利率案件裁決的預期時間；公用事業部門監管命令的現狀和影響；與新冠肺炎大流行相關的潛在風險和影響；股息的支付；未來的變化

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：預期的資產出售結束時間，有效税率，美元/加元匯率，新冠肺炎大流行的影響，融資舉措，丙烷價差，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，裂解價差，獲得資本，計劃和獲得監管批准的時間和時間

計劃外工廠停運、新項目和收購及資產剝離活動的啟用日期時間、運營費用、投資回報以及股息水平。

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(LPG)出口終端，將丙烷和丁烷運往關鍵的亞洲市場。

運營子公司

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)在公用事業業務方面，華盛頓天然氣照明公司(Washington Gas Light Company)(華盛頓天然氣)、漢普郡天然氣公司(Hampshire Gas Company)和SEMCO Energy，Inc.(Semco)；以及中游業務方面，AltaGas開採和傳輸有限合夥企業、AltaGas管道合夥企業、AltaGas Processing合夥企業、AltaGas Processing Partners。(AltaGas Processing Partnership)和AltaGas Processing Inc.(SEMCO)；關於中游業務，WGL控股公司(WGL)、Wrangler 1 LLC、Wrangler SPE LLC、華盛頓天然氣資源公司(Washington Gas Resources Corporation)、WGL能源服務公司(WGL Energy Services)和SEMCO控股公司(SEMCO Holding Corporation)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。關於公司/其他部門的剩餘資產，子公司包括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。

第三季度亮點

(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。)

▪2021年7月1日，CINGSA向阿拉斯加管理委員會(RCA)提交了一份税率案，尋求批准在1.05億美元的税率基數、11.9%的淨資產收益率(ROE)和59.99%的股權厚度的基礎上增加約190萬美元的收入；

2021年7月1日，▪向密歇根州公共服務委員會提交了其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，有待密歇根州公共服務委員會批准。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；

▪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的員工、客户、承包商和所在社區的健康和安全

運營是重中之重，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；

▪在2021年第三季度，AltaGas實現了創紀錄的出口量，運往亞洲的液化石油氣出口量約為每日105,000桶。這包括裏德利島丙烷出口碼頭(RIPET)9艘船舶平均每天發運58,056桶丙烷，芬代爾碼頭本季度9艘船舶平均每天出口47,014桶丁烷和丙烷；

▪標準化EBITDA為2.44億美元，而2020年第三季度為2.13億美元；

▪運營現金為2.09億美元(每股0.75美元)，而2020年第三季度運營現金使用量為4,800萬美元(每股0.17美元)；

▪正常化運營資金為1.7億美元(每股0.61美元)，而2020年第三季度為1.12億美元(每股0.4美元)；

適用於普通股的▪淨收入為2,500萬美元(每股0.09美元)，而2020年第三季度虧損4,700萬美元(每股0.17美元)；

▪標準化淨收入為500萬美元(每股0.02美元)，而2020年第三季度為1,200萬美元(每股0.04美元)；

截至2021年9月30日，▪淨債務為78億美元，而2020年12月31日為82億美元；

截至2021年9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10月15日，阿爾塔天然氣公司向加拿大能源監管機構提交了一份申請，申請為期25年的丁烷出口許可證，日產量為40,000桶。該申請使阿爾塔天然氣公司及其合作伙伴能夠繼續將加拿大西部不斷增長的液化石油氣產量與全球市場連接起來。

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9月30日的三個月

2021年第三季度歸一化EBITDA為2.44億美元，而2020年同期為2.13億美元。2021年第三季度對AltaGas正常化EBITDA產生積極影響的因素包括：Petrogas整合的影響，RIPET出口量和利潤率的上升，NGL營銷利潤率的上升，Washington Gas 2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區税率案件的影響，養老金資產回報率的提高，以及WGL零售營銷業務的天然氣利潤率上升，部分被資產出售的影響所抵消，包括2021年4月出售WGL Midstream的大部分美國運輸和儲存大宗商品業務，以及出售Pomona Energy Storage Inc.與Washington Gas的2020年淨定期養老金和其他退休後福利計劃成本相關的會計原則改變的一次性影響，與山谷管道(MVP)相關的建設期間使用的資金津貼(AFUDC)的停止，2020年與加拿大緊急工資補貼(CEW)相關的沒有恢復，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年第三季度的正常化EBITDA也受到了大約2000萬美元的積極影響，這是因為確認了第三季度末按市場現貨價格裝船的出口貨物的收入，第四季度在正常化EBITDA中確認了抵消的未實現對衝虧損，以匹配到達亞洲交貨點的時間。在截至2021年9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1.33降至1.26，導致正常化EBITDA減少了約600萬美元。

2021年第三季度適用於普通股的淨收入為2500萬美元(每股0.09美元)，而2020年同季度適用於普通股的淨虧損為4700萬美元(每股0.17美元)。這一增長主要是由於影響正常化EBITDA的相同因素和風險管理合同的更高未實現收益，但部分抵消了因Petrogas合併而適用於非控股權益的淨收入增加、利息支出增加、所得税支出增加以及折舊和攤銷費用增加。

2021年第三季度來自運營的正常化資金為1.7億美元(每股0.61美元)，而2020年同期為1.12億美元(每股0.40美元)。這一增長主要是由於之前提到的影響正常化EBITDA和適用於普通股的淨收入的相同因素，但部分被更高的利息支出所抵消。

2021年第三季度，AltaGas在處置資產方面錄得300萬美元的税前收益，主要是由於AltaGas 2019年處置Meade Pipeline Co.LLC(Meade)投資的託管賬户收到的現金收益，Meade管道有限責任公司持有WGL Midstream在中央賓夕法尼亞管道(Central Penn)的間接非運營權益。在收盤時

在銷售過程中，設立了各種代管賬户，為買方提供一種清償賠償義務的追索權形式。此外，在2021年第三季度，AltaGas以不到100萬美元的收益完成了某些Petrogas丙烷分銷資產的出售，從而產生了不到100萬美元的資產處置税前收益。2020年第三季度，AltaGas在處置資產方面錄得800萬美元的税前收益，其中包括處置Pomona的500萬美元和處置Ripon的300萬美元。此外，在2020年第三季度，AltaGas記錄了大約700萬美元的股權投資税前撥備，用於與憲法管道項目相關的成本，該項目於2020年2月被取消。

2021年第三季度的運營和行政費用為3.6億美元，而2020年同期為2.76億美元。增加的主要原因是合併後納入Petrogas的運營和行政費用、2020年第二季度和第三季度投入使用的東北不列顛哥倫比亞省(NEBC)管道項目成本上升、2020年沒有與CEW相關的回收、2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的支出增加，以及公用事業支出增加，主要與福利和保險成本有關。2021年第三季度的折舊和攤銷費用為1.11億美元，而2020年同期為1.08億美元。這一增長主要是由於合併後投入使用的新資產和Petrogas資產的攤銷費用。2021年第三季度的利息支出為6900萬美元，而2020年同期為6500萬美元。利息支出增加的主要原因是平均債務餘額增加，但部分被較低的平均利率和較低的加元/美元匯率所抵消。

AltaGas在2021年第三季度記錄的所得税支出為3000萬美元，而2020年同期的所得税回收為1300萬美元。這一增長主要是由於與2020年第三季度相比，税前收入有所增加。2021年第三季度記錄的當前税收支出為1300萬美元，其中不包括資產出售的任何税收，而2020年同期記錄的當前税收支出為1200萬美元。

2021年第三季度的正常化淨收入為500萬美元(每股0.02美元)，而2020年同期為1200萬美元(每股0.04美元)。正常化淨收入減少的原因是，由於Petrogas合併，適用於非控股權益的淨收入增加，利息支出增加，折舊和攤銷費用增加，所得税支出增加，但被先前提到的影響正常化EBITDA的相同因素部分抵消。2021年第三季度的正常化項目減少了2000萬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、出售資產的收益、非GAAP調整的非控股權益部分以及風險管理合同的未實現收益相關的税後金額。2020年第三季度的正常化項目增加了5900萬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、權益法核算的投資撥備、風險管理合同的未實現虧損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9月30日的9個月

2021年前9個月的標準化EBITDA為11.48億美元，而2020年同期為9.18億美元。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，由於優惠的定價，WGL零售營銷業務的天然氣和電力利潤率提高，RIPET的出口量增加，加速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，養老金資產回報率提高，以及由於NEBC增長項目投入使用，NEBC設施的加工量增加。這些部分被資產出售的影響所抵消，包括AltaGas Canada Inc.(ACI)，WGL Midstream的大部分大宗商品業務，Pomona和Ripon，以及AFUDC與MVP相關的停止，以及與員工激勵計劃相關的支出增加，原因是2021年股價上漲，這是一次性的

與Washington Gas 2020年淨定期養老金和其他退休後福利計劃成本相關的會計原則變化的影響，沒有與2019年弗吉尼亞州費率案相關的2020年費率退款調整，RIPET(包括對衝)的已實現商家利潤率較低，Gordondale的一項合同資產攤銷與2018年簽訂的混合和延長合同有關，從2021年開始確認較低的加工費對會計目的的影響，以及2020年沒有與CEW相關的回收。2021年前9個月的正常化EBITDA也受到了約2000萬美元的積極影響，這是因為確認了第三季度末按市場現貨價格裝船的出口貨物的收入，第四季度在正常化EBITDA中確認了抵消的未實現對衝虧損，以匹配到達亞洲交貨點的時間。2021年前9個月，加元/美元平均匯率從2020年同期的平均1.35降至1.25，導致歸一化EBITDA減少約4100萬美元。

2021年前9個月適用於普通股的淨收入為3.86億美元(每股1.38美元)，而2020年同期為4.37億美元(每股1.56美元)。減少的主要原因是沒有出售ACI的收益和與2020年第一季度轉讓給買方的某些分佈式發電項目相關的收益、與出售WGL Midstream的大部分商品業務有關的撥備、由於Petrogas合併而適用於非控股權益的淨收入增加、更高的折舊費用、更高的利息費用和更高的所得税費用，但被先前提到的影響正常化EBITDA的相同因素部分抵消，風險管理合同的未實現收益更高，沒有計入以及2021年第二季度WGL Midstream大部分大宗商品業務的出售收益。

2021年前9個月的正常化運營資金為9.1億美元(每股3.25美元)，而2020年同期為6.75億美元(每股2.42美元)。這一增長主要是由於影響正常化EBITDA的相同因素，但部分被更高的利息支出和更高的當期所得税支出所抵消。

2021年前9個月，AltaGas在處置資產方面錄得約700萬美元的税前收益。這包括2019年出售但在2021年第二季度轉移給買家的最後一個美國剩餘分佈式發電項目的税前虧損100萬美元，出售WGL Midstream大部分大宗商品業務的税前收益300萬美元，其他次要的中游資產出售的税前收益100萬美元，以及前面提到的2021年第三季度錄得的收益。此外，在2021年的前9個月，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年前9個月，AltaGas在處置資產方面錄得約2.23億美元的税前收益。這主要包括出售AltaGas在ACI的股權投資的税前收益2.06億美元，與2020年前九個月轉讓給買方的某些分佈式發電項目相關的900萬美元的税前收益，以及之前提到的2020年第三季度錄得的收益。此外，在2020年前9個月，AltaGas記錄的税前撥備約為500萬美元(税後200萬美元)，主要用於尚未轉讓給買方的某些美國分佈式發電項目和位於Harmattan天然氣加工廠附近的地塊。在2020年前9個月，AltaGas還記錄了前面提到的與憲法管道相關的大約700萬美元的股權投資税前撥備。

2021年前9個月的運營和行政費用為10.73億美元，而2020年同期為9.25億美元。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、RIPET和2020年第二季度和第三季度投入使用的NEBC管道項目活動增加導致的成本增加、2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的支出增加，以及2020年沒有與CEW相關的回收。2021年前9個月的折舊和攤銷費用為3.18億美元，而2020年同期為3.06億美元。增加的主要原因是合併後Petrogas資產的攤銷費用和投入使用的新資產，但被2020年第二季度與取消確認無形負債有關的攤銷調整部分抵消。2021年前9個月的利息支出為2.08億美元，而2020年同期為2.07億美元。漲幅是

主要原因是資本化利息較低和平均債務餘額較高，但部分被較低的平均利率和較低的加元/美元平均匯率所抵消。

AltaGas在2021年前9個月的所得税支出為1.34億美元，而2020年同期為1.21億美元。税費增加的主要原因是ACI沒有收益，ACI的税率是加拿大正常税率的50%。2021年前9個月記錄的當期税費約為7000萬美元，其中包括1800萬美元的資產出售税。

2021年前9個月的正常化淨收入為3.89億美元(每股1.39美元)，而2020年同期為2.49億美元(每股0.89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，但部分抵消了因Petrogas合併而適用於非控股權益的淨收入增加、更高的折舊和攤銷費用、更高的利息支出以及更高的所得税支出。2021年前9個月的正常化項目增加了300萬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年前9個月的正常化項目減少了1.88億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、權益法核算的投資撥備、股權投資稀釋損失、新冠肺炎相關成本和風險管理合同的未實現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。

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利率案例的收入增長、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利率的影響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9800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70%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13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75%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8.5億美元。預計淨資本支出已從之前2021年指引的9.1億美元下降，主要原因是公用事業支出下降，以及某些可自由支配的中游維護資本推遲到2022年。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2,000萬至3,000萬美元。與之前3000萬至4000萬美元的指引相比，預期維護資本減少的主要原因是某些可自由支配的中游維護資本推遲到2022年。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9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

(1)包括與當期收購和處置資產及/或股權投資有關的成本。這些成本包括在綜合損益表的“銷售成本”、“經營和行政管理”以及“其他收入”項目中。有關AltaGas收購和處置的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日的未經審計簡明中期綜合財務報表以及截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註3和附註4。

(2)列入綜合損益表的“收入”和“銷售成本”項目。有關AltaGas風險管理活動的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日的未經審計簡明中期綜合財務報表以及截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註14。

(3)與歸類為持有交易的投資所產生的收益有關。這些收益包括在綜合損益表的“其他收入”項目中。

(四)列入綜合損益表“其他收入”項目。有關AltaGas於該期間處置資產的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日止三個月及九個月的未經審核簡明中期綜合財務報表附註4。

(5)包括與裁員計劃相關的成本。這些費用包括在綜合損益表的“經營和行政”項目中。

(6)涉及2020年確認的與投資Petrogas有關的稀釋虧損。攤薄損失包括在綜合損益表的“股權投資收益”項目中。

(7)與新冠肺炎相關的成本主要包括直接歸因於新冠肺炎疫情的增量信貸損失以及支持遠程工作安排的費用。由於這些費用本來不會發生，它已被列為正常化項目。貸方損失作為收入的減少計入“收入”項目，為支持遠程工作安排而產生的額外費用計入綜合損益表的“經營和行政”項目。

(八)與2020年2月取消的憲法管道項目有關。這筆準備金包括在綜合損益表的“股權投資收入”項下。

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(虧損)表使用經税前折舊和攤銷、利息支出和所得税支出(回收)調整後的淨收益(虧損)計算得出的。

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。分析師和投資者在評估時經常使用該指標

由於不包括因所選會計政策、資產賬面價值和資本結構而在不同實體之間可能有很大差異的項目，因此不計入行業內實體的賬面價值。

歸一化淨收入

(1)包括與當期收購和處置資產及/或股權投資有關的成本。這些成本包括在綜合損益表的“銷售成本”、“經營和行政管理”以及“其他收入”項目中。有關AltaGas收購和處置的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日的未經審計簡明中期綜合財務報表以及截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註3和附註4。

(2)列入綜合損益表的“收入”和“銷售成本”項目。有關AltaGas風險管理活動的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日的未經審計簡明中期綜合財務報表以及截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註14。

(3)在計算標準化淨收入時，不包括適用於非控股權益的非GAAP調整部分，以確保適用於控股權益和非控股權益的正常化的一致性。這些金額包括在綜合損益表的“適用於非控股權益的淨收益(虧損)”項目中。

(4)與歸類為持有交易的投資所產生的收益有關。這些收益包括在綜合損益表的“其他收入”項目中。

(5)在綜合收益表(虧損)的“其他收入”項目中，請參閲截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計的簡明中期綜合財務報表附註4，以瞭解AltaGas在該期間處置資產的更多詳情，請參閲未經審計的簡明中期綜合財務報表附註4(截至2021年9月30日及截至9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註4)。

(6)包括與裁員計劃相關的成本。這些費用包括在綜合損益表的“經營和行政”項目中。

(7)涉及2020年確認的與投資Petrogas相關的稀釋虧損。攤薄損失包括在綜合損益表的“股權投資收益”項目中。

(8)與新冠肺炎相關的成本主要包括直接歸因於新冠肺炎疫情的增量信貸損失以及支持遠程工作安排的費用。由於這些費用本來不會發生，它已被列為正常化項目。貸方損失作為收入的減少計入“收入”項目，為支持遠程工作安排而產生的額外費用計入綜合損益表的“經營和行政”項目。

(九)與2020年2月取消的憲法管道項目有關。這筆準備金包括在綜合損益表的“股權投資收入”項下。

管理層使用歸一化淨收益和歸一化每股淨收益來增強AltaGas收益的可比性，因為這些指標反映了AltaGas業務活動的基本表現。

來自運營的標準化資金

(1)包括與當期收購和處置資產及/或股權投資有關的成本。這些成本不包括任何非現金金額，幷包括在綜合損益表上的“銷售成本”、“經營和行政管理”以及“其他收入”項目中。有關AltaGas收購和處置的進一步詳情，請參閲截至2021年9月30日的未經審計簡明中期綜合財務報表以及截至2021年9月30日的三個月和九個月的未經審計簡明中期綜合財務報表附註3和附註4。

(2)包括與裁員計劃相關的成本。這些費用包括在綜合損益表的“經營和行政”項目中。

(3)與新冠肺炎相關的成本主要包括直接歸因於新冠肺炎疫情的增量信貸損失以及支持遠程工作安排的費用。由於這些費用本來不會發生，它已被列為正常化項目。貸方損失作為收入的減少計入“收入”項目，為支持遠程工作安排而產生的額外費用計入綜合損益表的“經營和行政”項目。

(四)列入合併損益表“當期所得税費用(收回)”項。

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

運營資金根據綜合現金流量表計算，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(由運營使用)。運營正常化資金是根據運營現金(由運營使用)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)進行調整。

業務資金和業務標準化資金不應被視為業務現金(由業務使用)或根據公認會計原則計算的其他現金流量計量的替代品。

歸一化所得税費用

上表提供了來自GAAP財務衡量標準所得税費用(回收)的標準化所得税費用的對賬。對賬項目包括計算歸一化淨收入時出現的歸一化項目對所得税的影響。有關個別歸一化項目的更多信息，請參考上面的歸一化淨收益對賬。

管理層使用歸一化所得税費用來提高所得税對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。

(1)代表與正常化EBITDA計算中包括的正常化項目相關的所得税影響。

(2)在計算標準化淨收入時，不包括適用於非控股權益的非GAAP調整部分，以確保適用於控股權益和非控股權益的正常化的一致性。這些金額包括在綜合損益表的“適用於非控股權益的淨收益(虧損)”項目中。

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)上一節計算的。

(2)在計算標準化淨收入時，不包括適用於非控股權益的非GAAP調整部分，以確保適用於控股權益和非控股權益的正常化的一致性。這些金額包括在綜合損益表的“適用於非控股權益的淨收益(虧損)”項目中。

(三)按歸一化所得税費用除以歸一化税前淨收入計算。

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年第三季度，與2020年同期相比，AltaGas的公用事業部門在SEMCO和Washington Gas經歷了更温暖的天氣，在ENSTAR經歷了更冷的天氣。

與2020年同期相比，2021年前9個月，AltaGas的公用事業部門在SEMCO經歷了更温暖的天氣，在華盛頓天然氣和ENSTAR經歷了更冷的天氣。

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

2021年第三季度，美國天然氣零售量為7,682 Mmcf，而2020年同期為8,393Mmcf。這一下降的主要原因是與2020年同季度相比，利用率較低。2021年第三季度，美國零售量為3,738 GWh，而2020年同期為3,688GWh。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年前9個月，美國天然氣零售量為42,265 Mmcf，而2020年同期為41,729 Mmcf。這一增長主要是由於與2020年同期相比，2021年前9個月的天氣更冷。2021年前9個月，美國零售量為10,187GWh，而2020年同期為10,350GWh。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9月30日的三個月

公用事業部門標準化EBITDA在2021年第三季度為6200萬美元，而2020年同期為8000萬美元。正常化EBITDA的減少主要是由於與華盛頓天然氣公司2020年淨定期養老金和其他退休後福利計劃成本相關的會計原則改變的一次性影響，更高的一般和行政費用，WGL零售營銷業務的電力利潤率下降，由於美元走弱造成的影響約400萬美元，以及密歇根州天氣轉暖，部分被華盛頓天然氣公司2020年馬裏蘭州和哥倫比亞特區費率案件的影響，養老金資產回報率上升，WGL零售營銷業務的天然氣利潤率由於有利而提高所抵消阿拉斯加的天氣也變冷了。

截至9月30日的9個月

公用事業部門報告稱，2021年前9個月的正常化EBITDA為5.33億美元，而2020年同期為5.29億美元。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上升，原因是定價優惠，養老金資產回報率提高，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，但部分被與華盛頓天然氣公司2020年淨定期養老金和其他退休後福利計劃成本、2020年弗吉尼亞州費率調整、更高的一般和行政費用有關的會計原則變化的一次性影響所抵消。由於美元走弱和密歇根州天氣轉暖，造成的影響約為3300萬美元。

2020年前9個月，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。

2021年9月15日，華盛頓特區PSC發佈了一項命令，指示Washington Gas提交一份糾正行動計劃，使Washington Gas在呼叫響應時間標準方面符合天然氣服務質量標準(NGQSS)。該命令還規定，在華盛頓天然氣遵守NGQSS或華盛頓特區PSC另有決定的時間之前，華盛頓天然氣不得因未付款而切斷與天然氣客户的聯繫。華盛頓特區的PSC還發現，遵守本命令所產生的成本不包括在華盛頓燃氣的新冠肺炎監管資產中。最後，該命令指出，區議會的電力供應委員會發現，雖然它不能阻止華盛頓煤氣尋求加價，但任何加價申請可應當事人的要求或由區議會的電力供應委員會擱置，直至這個表現問題得到圓滿解決為止。華盛頓燃氣於2021年9月27日向DC的PSC提交了一份整改行動計劃，並在2021年9月29日的狀態電話會議上向DC的PSC和人民法律顧問辦公室通報了這一申請。華盛頓天然氣公司預計將及時遵守2021年9月15日命令指示的額外備案要求。

2021年9月30日，馬裏蘭州人民法律顧問辦公室(MD OPC)提交了一項動議，要求制定糾正行動計劃並施加民事處罰，或者命令華盛頓天然氣公司提出委員會不應施加民事處罰的理由。MD OPC的請求聲稱，Washington Gas在與AltaGas的合併過程中違反了MD命令的PSC第11條，因為它沒有投入必要的資源來確保繼續遵守所有歐盟委員會的規定。特別值得一提的是，MD OPC斷言，華盛頓燃氣未能投入足夠的資源提供客户服務，使客户無法成功和迅速地溝通投訴和糾紛。最後，MD OPC聲稱，由於Washington Gas不能接收投訴和糾紛，它無法根據“馬裏蘭州法規”規定的義務令人滿意地解決或報告這些投訴和糾紛。2021年10月15日，MD的PSC發佈了一項證明因由命令，指示華盛頓燃氣迴應MD OPC動議，並提出MD的PSC不應施加民事處罰的原因。此外，MD的PSC命令華盛頓天然氣公司包括一項擬議的糾正計劃，該計劃旨在解決合併後客户服務下降的問題。

華盛頓天然氣公司正在努力改善客户體驗，並已向哥倫比亞特區和馬裏蘭州監管機構提交了一份10步糾正行動計劃。整改行動計劃的重點是發展客户代理資源，加強代理培訓，解決代理流失問題。華盛頓天然氣公司預計，其糾正行動計劃將在2021年12月報告期前改善客户服務指標。

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9月30日的三個月裏，RIPET出口到亞洲的丙烷量平均為58,056桶/d，而2020年同期為42,736桶/d。2021年第三季度有9批滿載貨物，而2020年同期有7批滿載貨物和1批部分裝載貨物。RIPET出口量增加的原因是現貨市場上銷售的貨物數量增加。芬代爾的丙烷和丁烷出口量平均為47,014桶/日，在截至2021年9月30日的三個月裏，有9批貨物運往亞洲。

在截至2021年9月30日的9個月裏，RIPET出口到亞洲的丙烷量平均為51,274桶/日，而2020年同期為39,790桶/日。2021年前9個月有24批滿載貨物，而2020年同期有20批滿載貨物和1批部分裝載貨物。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9月30日的9個月裏，芬代爾的丙烷和丁烷出口量平均為42344桶/日，其中23批運往亞洲。

與2020年同期相比，2021年第三季度的進氣加工量增加了143Mmcf/d。2021年第三季度進口天然氣加工量增加的原因是湯森深度切割設施(Townsend Deep Cut)於2020年5月投入使用的額外產量，尼格克里克擴建項目(Nig Creek Expansion)一期於2021年7月投入使用的額外產量，以及某些開採設施的進口產量增加。

與2020年同期相比，2021年前9個月的進氣加工量增加了145Mmcf/d。2021年前9個月進口天然氣加工量增加的原因是湯森德深度切割設施的進氣量增加，尼格克里克擴建項目一期的進氣量增加，以及開採和戈登代爾設施的進氣量增加。

與2020年同期相比，2021年第三季度的平均乙烷產量減少了1743桶/天，而平均提取的天然氣產量增加了2506桶/天。較低的乙烷體積是由於一個主要客户計劃的週轉而在提取設施重新注入乙烷體積的結果。較高的提取NGL體積是

這是由於湯森德深度切割設施額外提取的天然氣體積和提取設施的進口體積增加所致。

與2020年同期相比，2021年前9個月的平均乙烷產量增加了1182桶/天，而平均提取的天然氣產量增加了5039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年第三季度的分餾量增加了3700bbls/d。更高的分餾量是北鬆擴建的結果，湯森德深度切割設施的額外液體量，以及由於更高的入口而導致楊格的更高的分餾量。

與2020年同期相比，2021年前9個月的分餾量增加了6147桶/日。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9月30日的天然氣優化庫存為2.6bcf，而2020年12月31日為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9月30日的三個月

2021年第三季度，中游業務報告正常化EBITDA為1.86億美元，而2020年同期為1.14億美元。2021年第三季度歸一化EBITDA的增長主要是由於Petrogas的整合、RIPET出口量和已實現商務量的增加、NGL營銷利潤率的提高、提取的NGL量的增加，以及由於艾伯塔省電價上漲而增加了Harmattan熱電廠的收益。2021年第三季度的中游業績也受到了約2000萬美元的積極影響，這是因為確認了第三季度末按市場現貨價格裝載的出口貨物的收入，第四季度在正常化EBITDA中確認了抵消的未實現對衝虧損。2021年第三季度對正常化EBITDA產生負面影響的因素包括與MVP相關的AFUDC的停止，WGL Midstream大部分大宗商品業務的出售的影響，與2018年簽訂的混合和延長合同相關的Gordondale合同資產的攤銷，以及從2021年開始確認的較低加工費的影響，以及開採運營費用增加。

2021年第三季度，AltaGas在處置資產方面錄得300萬美元的税前收益，主要是由於AltaGas 2019年處置Meade投資的託管賬户收到的現金收益，該投資持有WGL Midstream在Central Penn的間接非營業權益。此外，在2021年第三季度，AltaGas以不到100萬美元的收益完成了某些Petrogas丙烷分銷資產的出售，導致税前收益不到100萬美元。2020年第三季度，AltaGas記錄了約700萬美元的股權投資税前撥備，用於與憲法管道項目相關的成本，該項目於2020年2月被取消。

截至9月30日的9個月

中游業務報告稱，2021年前9個月的正常化EBITDA為6.32億美元，而2020年同期為3.45億美元。2021年前9個月歸一化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 Midstream的儲存提款增加，RIPET的出口量增加，由於NEBC增長項目投入使用，分餾和液體處理收入增加，NEBC設施的加工量增加，由於艾伯塔省電價上漲，Harmattan熱電廠的收益增加，以及中游結果前九名

2021年的幾個月也受到了大約2000萬美元的積極影響，這是因為確認了第三季度末按市場現貨價格裝船的NGL出口貨物的收入，第四季度在正常化EBITDA中確認了抵消的未實現對衝虧損。2021年前9個月對正常化EBITDA產生負面影響的因素包括與MVP相關的AFUDC的停止，RIPET的已實現商家利潤率下降(包括對衝)，Gordondale與2018年簽訂的混合和延長合同相關的合同資產攤銷，從2021年開始確認的較低加工費的影響，出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務的影響，較高的開採運營費用，以及不利的NGL營銷利潤率。

在2021年的前9個月，中游部門確認了約700萬美元的資產處置税前收益，這些收益與出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務、其他次要的中游資產出售有關，以及前面提到的2021年第三季度錄得的收益。此外，在2021年前9個月，中游業務確認了大約5700萬美元(税後4600萬美元)的税前撥備，主要與出售WGL中游的大部分大宗商品業務有關。在2020年前9個月，中游業務確認了大約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，以及前面提到的與2020年第三季度確認的憲法管道相關的股權投資約700萬美元的税前撥備。

中游限制語

(1)不包括基差。

公司/其他

截至9月30日的三個月

在公司/其他部門，2021年第三季度的正常化EBITDA為虧損400萬美元，而2020年同期的收益為1900萬美元。減少的主要原因是2020年沒有與CEW相關的復甦、2021年股價上漲導致與員工激勵計劃相關的費用增加，以及2020年處置波莫納和裏彭的影響。

2020年第三季度，公司/其他部門確認出售Pomona的税前收益為500萬美元，出售Ripon的税前收益為300萬美元。

截至9月30日的9個月

在公司/其他部門，2021年前9個月的正常化EBITDA為虧損1700萬美元，而2020年同期的收益為4400萬美元。減少的主要原因是2021年股價上漲導致員工激勵計劃相關費用增加、2020年沒有與CEW相關的復甦，以及2020年第三季度處置波莫納的影響。

在2021年的前9個月，公司/其他部門確認了美國最後一個剩餘的分佈式發電項目的税前虧損約100萬美元，該項目於2019年出售，但在第二季度轉移給了買家。在2020年前9個月，公司/其他部門確認了2019年出售但在2020年前9個月轉移給買家的某些美國分佈式發電項目的税前收益900萬美元，此外，之前提到的2020年第三季度記錄的處置收益也是如此。在2020年前9個月，公司/其他部門還確認了一筆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。

投資資本

2021年第三季度，AltaGas的投資資本為2.11億美元，而2020年同期為2.08億美元。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年第三季度的房地產、廠房和設備處置以及權益法投資涉及出售某些Petrogas丙烷分銷資產，以及從託管賬户收到的現金收益，該託管賬户與AltaGas對Meade的投資相關，後者分別持有WGL Midstream在Central Penn的間接非營業權益。2020年第三季度，物業、廠房和設備的處置主要涉及波莫納和裏彭的處置。

2021年第三季度的投資資本包括中游部門100萬美元(2020年-100萬美元)的維護資本，以及與公司/其他部門剩餘電能實業相關的100萬美元(2020年-零)。2021年第三季度的中游維護資本主要與埃德蒙頓乙烷提取廠(EEEP)、哈馬坦和芬代爾設施有關。

2021年前9個月，AltaGas的投資資本為5.72億美元，而2020年同期為6.7億美元。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年前9個月房地產、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的加速管道更換和系統改進計劃支出所抵消。2021年前9個月的物業、廠房和設備處置主要涉及出售WGL Midstream的大部分大宗商品業務以及之前提到的出售若干Petrogas丙烷分銷資產所得的收益。2021年前9個月的權益法投資處置與之前提到的2019年處置AltaGas在Meade的投資所收到的收益有關。2020年前9個月的物業、廠房和設備處置主要涉及2020年第三季度處置美國分佈式發電資產以及之前提到的出售Pomona和Ripon的剩餘收益。2020年前9個月的權益法投資處置主要涉及ACI的處置。

2021年前九個月的投資資本包括中游部門的700萬美元(2020年-400萬美元)的維護資本，以及與公司/其他部門的剩餘電能實業相關的600萬美元(2020年-1,400萬美元)。這個

中游公司維護資本的增加主要是由於湯森、EEEP、哈馬坦和芬代爾工廠的維護成本增加，而公司/其他部門的維護資本減少主要是因為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)。由於此等圍欄措施，圍欄實體的任何資產將不會用於償還AltaGas或任何非圍欄實體聯屬公司的債務或合約義務，包括AltaGas的任何債務或其他合約義務，而圍欄實體不承擔任何非圍欄實體的債務或其他合約義務，反之亦然。

運營所得現金(由運營部門使用)

在截至2021年9月30日的9個月裏，運營現金比2020年同期增加了1.3億美元，主要原因是税後淨收入增加(經非現金項目調整後)，但部分被運營資產和負債淨變化的不利差異以及股權投資分配減少所抵消。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，客户存款變化增加的現金流，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，部分抵消了這一影響。

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現金和現金等價物及存貨增加，以及應付賬款和應計負債以及長期債務的流動部分減少，但被應收賬款減少部分抵消。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9月30日的9個月，投資活動中使用的現金為2.42億美元，而2020年同期投資活動中使用的現金為2.31億美元。截至2021年9月30日的9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出售的收益約3.45億美元，以及從託管賬户收到的與2019年AltaGas在Meade的投資相關的收益約300萬美元，被約5.75億美元的房地產、廠房和設備以及無形資產支出、約800萬美元的股權投資貢獻以及700萬美元的其他投資活動變化部分抵消。截至2020年9月30日的9個月的投資活動主要包括大約6.1億美元的房地產、廠房和設備以及無形資產的支出，以及大約7100萬美元的股權投資貢獻，這些支出被大約3.76億美元的股權投資收益(主要與出售ACI有關)和7400萬美元的資產處置收益(扣除交易成本)部分抵消。

融資活動

截至2021年9月30日的9個月，用於融資活動的現金為5.42億美元，而2020年同期為5.8億美元。截至2021年9月30日的9個月的融資活動主要包括3.25億美元的短期債務和長期債務的淨償還、5.08億美元的信貸安排項下的淨償還、2.51億美元的股息和1700萬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以及1300萬美元的期權發行收益部分抵消了這一部分。截至2020年9月30日的9個月的融資活動主要包括12億美元的短期債務和長期債務的淨償還，2.74億美元信貸安排項下的淨償還，2.51億美元的股息，以及2200萬美元的非控股權益分配，部分抵消了11億美元的長期債務發行，500萬美元的非控股權益貢獻，100萬美元的期權行使所得收益，以及AltaGas之前的股息再投資和可選C項下發行普通股的收益。截至2021年9月30日的9個月，支付給AltaGas普通股和優先股股東的股息總額為2.51億美元(2020-2.51億美元)。

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9月30日，上表不含短期債務的項目融資餘額為800萬美元(2020年12月31日-2000萬美元)。

(2)截至2021年9月30日的債券發行成本淨額為4400萬美元(2020年12月31日-4300萬美元)。

截至2021年9月30日，AltaGas的總債務主要包括未償還中期票據(MTN)43億美元(2020年12月31日-40億美元)、WGL和Washington Gas長期債務21億美元(2020年12月31日-21億美元)(反映收購的公允價值調整)、SEMCO長期債務6.36億美元(2020年12月31日-6.41億美元)、根據銀行信貸安排提取的3.06億美元(2020年12月31日-9.34億美元)和短期此外，AltaGas還有2.54億美元的未償還信用證(2020年12月31日-2.3億美元)。

截至2021年9月30日，AltaGas的總市值約為70億美元，這是基於約2.8億股已發行普通股和2021年9月30日每股普通股24.99美元的收盤價計算的。

AltaGas截至2021年9月30日的連續12個月的收益利息覆蓋率為2.7倍(截至2020年9月30日的12個月-2.5倍)。

(1)2021年9月30日提取的金額，按月末匯率1美元=1.2741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9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。

(6)2021年第三季度，AltaGas關閉了一項修正案，該修正案導致所有承諾的Petrogas信貸安排整合為一個為期四年的2億美元貸款安排。

除了上面列出的設施，AltaGas還有5.19億美元的信用證需求(2020年12月31日-3.3億美元)。截至2021年9月30日，這些貸款的信用證金額為2.54億美元(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9月30日，WGL和華盛頓天然氣公司的未償還商業票據總額為6.54億美元(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9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)按照修訂後的Petrogas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9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9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下降、疫苗接種任務、疫苗有效性以及新冠肺炎變體的演變。

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：

▪新冠肺炎變異株：為了應對高傳染性新冠肺炎三角洲變異株的出現和隨之而來的第四波疫情，在AltaGas運營的司法管轄區重新實施了某些新冠肺炎限制措施。結果，AltaGas被迫推遲了重返社會的努力。由於新冠肺炎變異的普遍發生或無法及時遵守適用的任務，阿爾塔燃氣的員工或承包商普遍無法履行職責，這將對阿爾塔天然氣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滿足適用的健康和安全要求，其中可能包括適應其工作場所、勞動力測試以及遵守適用的疫苗要求。病毒或其變種的額外波動，或確保遵守適用任務所需的時間，可能需要AltaGas修改或推遲此類整合計劃；

▪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：合同交易對手可能無法履行對AltaGas的義務的風險增加。重大交易對手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。目前，全球供應鏈出現了重大延誤和中斷，部分原因是為應對新冠肺炎而採取的緩解戰略。隨着全球經濟復甦，這些供應挑戰可能導致可用產品短缺和價格上漲。如果AltaGas無法以可接受的價格獲得其運營所需的產品，或者根本無法獲得所需產品，這可能會導致計劃中的運營活動延遲，並提高業務成本。

如果這些風險成為現實，該公司執行2021年剩餘時間和2022年業務計劃的能力可能會受到不利影響。

政治不確定性

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，或管理健康和安全、環境、發展、税收、對外貿易、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。

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9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9月30日的9個月，平均指示性現貨天然氣裂解價差約為27美元/桶(2020年-4美元/桶)，包括基差。在截至2021年9月30日的9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(2020-15美元/桶)。

根據2021年的▪，AltaGas估計，在對衝活動之前，平均每天約有9,800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70%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13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75%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。

外匯合約

截至2021年9月30日，以下外匯遠期合約未平倉：

在截至2021年9月30日的9個月裏，AltaGas在所有外匯遠期合約上錄得1800萬美元的税後實現收益。2020年前9個月沒有現成的外匯合約。

氣象儀器

▪截至2021年9月30日的9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)。

衍生工具對合並損益表的影響

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9月30日止三個月及九個月的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14。

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9月30日的三個月和九個月的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。

2021年7月，FASB發佈了美國會計準則委員會(ASU)第2021-05號“租賃(主題842)：出租人-某些租賃費用可變的租賃”。本ASU中的修訂影響租賃合同的出租人，這些租賃合同的可變租賃付款不依賴於參考指數或費率，如果被歸類為銷售型或直接融資，將導致在租賃開始時確認銷售損失。這些修訂在2021年12月15日之後的會計年度生效，包括這些會計年度內的過渡期，既可以追溯適用於採用ASC 842後開始或修改的租約，也可以適用於預期的新租約或修改後的租約。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9月30日的9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之外。因此，截至2021年9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9月30日和截至2021年9月30日的9個月，未經審計的合併財務報表中包括的Petrogas的財務信息摘要包括大約32億美元的總資產和大約34億美元的收入。

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；

▪在2020年第三季度出售波莫納和裏彭的影響；

▪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：

▪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；

▪對2020年第一季度出售美國國際集團的影響；

▪在2020年第三季度出售波莫納和裏彭的影響；

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9)

承諾、擔保和意外情況(附註18)

季節性(注21)

分段信息(注22)

後續活動(注23)

見合併財務報表附註。

 

合併損益表(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)