本MD&A包括適用的加拿大證券法所指的“前瞻性信息”和適用的美國證券法所指的“前瞻性陳述”，包括1995年的“私人證券訴訟改革法案”(本文統稱為“前瞻性陳述”)。所有前瞻性陳述均基於我們的信念以及基於作出假設時可獲得的信息的假設，以及管理層對歷史趨勢、當前狀況和預期未來發展的經驗和認知，以及在這種情況下被認為適當的其他因素。這些前瞻性陳述不是事實，但只有預測，而且一般可以通過使用包含以下短語的陳述來識別：“可能”、“將”、“可以”、“將”、“應該”、“相信”、“預期”、“估計”、“預期”、“打算”、“計劃”、“預測”、“預見”、“潛在”、“使能”、“繼續”或其他類似術語。這些陳述不能保證我們未來的表現、事件或結果，而且可能存在風險。不確定性和其他重要因素，可能導致我們的實際業績、事件或結果與前瞻性聲明中陳述或暗示的內容大不相同。

具體地説，本MD&A包含前瞻性陳述，包括但不限於：收購哈特蘭(定義見下文)及其在艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省的整個業務運營，包括根據哈特蘭收購獲得的成交條件和監管批准以及收購的預期時間和完成；收購哈特蘭將產生的利息、税項、折舊和攤銷前的年度平均收益(“EBITDA”)和預期從此類交易中產生的其他收益；公司的2024年展望，包括調整後的EBITDA、自由現金流、每股年化股息、持續資本和能源營銷毛利率；公司擴大的增長目標是到2028年實現1.75千兆瓦，目標投資35億美元，預計到2028年實現3.5億美元的年度EBITDA；到2028年公司的開發管道擴大到10千兆瓦；公司為股東提供長期價值的投資戰略；到2024年的普通股股息水平；公司的在建項目，包括資本成本、商業運營的時機和預期的年度EBITDA；2024年花園平原、北方金田太陽能、肯特希爾斯、基斯山輸電、白巖和地平線山的新資產增加的影響；開發早期和後期項目；實現轉讓臨時技術轉讓產生的預期效益(定義見下文)

從白巖和地平線山風能項目；根據聯合開發協議與Hancock執行增長；EBITDA的比例將從可再生資源增加到2028年底增加到70%；公司有能力實現其長期脱碳目標，到2045年淨零；碳排放在2015年的排放水平減少75%到2026年；碳合規成本的預期影響和數量；監管發展及其對公司的預期影響；對債務再融資的預期；以及公司繼續保持充足的流動性。

本MD&A中包含的前瞻性陳述基於許多假設，包括但不限於：除已宣佈的法律法規外，適用法律和法規沒有重大變化；燃料和購買電力成本沒有重大變化；對長期投資和信貸市場沒有重大不利影響；電價和對衝假設沒有重大變化，包括對衝的數量和價格；天然氣大宗商品價格和運輸成本沒有重大變化；退役和恢復成本沒有重大變化；利率沒有重大變化；可再生能源發電的需求和增長沒有重大變化；我們的可再生資產的完整性和可靠性沒有重大變化；計劃內和計劃外的停電和我們資產的使用；公司的債務和信用評級沒有重大變化。

前瞻性陳述會受到許多重大風險和不確定因素的影響，這些風險和不確定因素可能會導致實際計劃、業績、結果或結果與當前的預期大不相同。可能對本MD&A中包含的前瞻性陳述明示或暗示的內容產生不利影響的因素包括以下風險：電價波動，包括艾伯塔省、安大略省和哥倫比亞中部的商户定價；未能或延遲完成哈特蘭收購；未能實現哈特蘭收購的好處，包括無法將戰河碳樞紐項目推進到最終投資決定或商業運營，以及哈特蘭投資組合在完成交易前的中期價值損失；產量減少；獲得資本受到限制，借款成本增加，包括以合理條件或根本不適用的方式籌集債務、股權或税收股權的任何困難；勞資關係重要，勞動力供應減少以及繼續為我們的運營和設施配備員工的能力；對關鍵人員的依賴；我們供應鏈的中斷，包括我們獲得必要設備的能力；不可抗力索賠；我們在預期時間表上或在我們的增長項目方面獲得監管機構和任何其他第三方批准的能力；長期承諾

天然氣運輸能力可能不會隨着時間的推移得到充分利用；公司的對衝地位產生的不利財務影響；與開發和建設項目相關的風險，包括與增加的資本成本、許可、勞工和工程風險、與承包商的糾紛以及此類項目建設或投產的潛在延誤；加元兑美元和澳元的大幅波動；短期和長期電力供需的變化；交易對手信用風險和我們應收賬款的任何更高的損失率；無法實現我們的環境、社會和治理(ESG)目標；能源轉型對我們業務的影響；資產減值和/或減記；對我們的信息技術系統和內部控制系統的不利影響，包括網絡安全威脅；商品風險管理和能源交易風險，包括本公司與對衝和交易程序相關的風險管理工具的有效性，以防範重大損失；我們以提供預期回報的價格簽約發電並在合同到期時更換合同的能力；我們運營所在司法管轄區的立法、監管和政治環境的變化；環境要求以及這些要求下的變化或債務；輸電和配電中斷；天氣的影響，包括人為或自然災害和其他與氣候變化有關的風險；成本增加；發電機組的相對效率或容量因數降低；燃料來源中斷，包括運行我們設施所需的天然氣、煤炭、水、太陽能或風能資源；運營風險、計劃外停電和設備故障，以及我們以具有成本效益或及時的方式或根本沒有能力進行或完成任何維修；未能達到財務預期；國內和國際總體經濟和政治事態發展，包括武裝敵對行動、恐怖主義威脅、不利外交事態發展或其他類似事件；我們經營業務中的行業風險和競爭；證券的結構從屬關係；公共健康危機風險；保險覆蓋範圍的不足或不可用；我們的所得税撥備和任何重估風險；以及涉及公司的法律、法規和合同糾紛和訴訟。上述風險因素和其他因素在本MD&A的治理和風險管理部分以及我們的AIF截至2023年12月31日的年度風險因素部分有更詳細的描述。

請讀者在評估前瞻性陳述時仔細考慮這些因素，這些前瞻性陳述僅反映了公司截至本文發表之日的預期，並告誡讀者不要過度依賴這些陳述。本文中包含的前瞻性陳述如下

我們不承諾公開更新這些前瞻性陳述以反映新信息、未來事件或其他情況，除非適用法律另有要求。本文所載財務展望的目的是向讀者提供有關管理層目前的期望和計劃的信息，並提醒讀者，此類信息可能不適合用於其他目的。鑑於這些風險、不確定性和假設，前瞻性陳述可能會以與我們所描述的不同的程度或不同的時間發生，也可能根本不會發生。我們不能保證預期的結果或事件將會實現。

TransAlta是一家加拿大公司，也是加拿大最大的上市發電廠之一。公司成立於1911年，目前在電力開發、生產和銷售方面已有112多年的經營經驗。我們擁有、運營和管理一個地理上多樣化的發電資產組合，包括水、風能、太陽能、電池儲存、天然氣和過渡煤。我們是加拿大最大的風力發電公司之一，也是艾伯塔省最大的水力發電公司。我們還擁有行業領先的能源營銷能力，通過在動態的市場條件下為我們自己和我們的客户確保和優化高價值產品和市場，尋求最大限度地提高利潤率。我們的商業和合同資產組合以及我們的能源營銷業務提供了彈性和不斷增長的現金流，支持我們向股東支付股息和再投資於增長的能力。

公司的目標是成為一家領先的清潔電力公司，致力於可持續的未來和負責任的能源轉型。我們的戰略重點包括加速向以客户為中心的可再生能源和存儲領域發展，有選擇地擴展靈活的發電和可靠性資產以支持過渡，定義下一代電力解決方案，並保持財務實力和資本配置紀律。我們主要專注於我們的核心市場加拿大、美國和西澳大利亞的機會。

我們的可持續發展目標和清潔電力增長計劃仍然是我們戰略的重點，其中包括我們承諾在2025年底淘汰最後一個運營中的煤炭設施。我們仍在按部就班地實現2026年温室氣體減排目標，即自2015年以來範圍1和範圍2温室氣體排放量減少75%，到2045年實現碳淨零排放目標。自2005年以來，我們已將範圍1和範圍2的温室氣體排放量減少了3100萬噸二氧化碳，或減少了74%，自豪地相當於加拿大《巴黎協定》2030年脱碳目標的約10%(1)。

資產組合

我們的資產組合在地理上是多元化的，業務遍及加拿大、美國和澳大利亞。該產品組合還使用各種發電技術發電，並可靠地提供廣泛的交易對手。

我們的水電、風能和太陽能、天然氣和能源轉換部門負責運營和維護我們的發電設施。我們的能源營銷部門負責營銷和安排我們在北美(不包括艾伯塔省)的商業資產車隊，以及為我們的天然氣車隊採購天然氣、運輸和儲存，為我們的增長團隊提供知識，並通過一個領先的北美能源營銷和交易平臺產生獨立於資產業務的毛利率。

我們高度多元化的投資組合包括高質量的合同資產和商户資產。大約56%的裝機容量，包括我們81%的風能和太陽能船隊以及53%的天然氣船隊，是與投資級或信譽良好的交易對手簽訂的合同。這些承包設施的加權平均合同年限為10年。

我們的商人資產包括我們獨特的水電商人投資組合和我們商人遺留的熱力投資組合和風能資產。我們的商家業務主要在艾伯塔省，我們53%的運力位於艾伯塔省，我們75%的艾伯塔省運力可用於參與商業市場。艾伯塔省優化團隊負責營銷和調度我們在艾伯塔省的商業資產車隊。

該投資組合中相當大一部分熱能發電能力已進行對衝，以提供現金流的確定性。該公司的套期保值戰略包括維持龐大的商業和工業客户基礎，並輔之以金融對衝。2023年，我們在艾伯塔省78%的能源生產是通過長期合同或固定價格對衝出售的。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的2024年展望部分和艾伯塔省投資組合的優化。

我們多元化的機隊是我們能夠提供彈性現金流，同時為我們的股東獲得更高的風險調整後回報的關鍵成功因素。

截至2023年12月31日止年度，本公司表現強勁，主要由於上半年阿爾伯塔省的市場狀況持續強勁，天然氣和能源過渡部門的產量較高，以及對衝量較高，

天然氣部門實現的天然氣價格較低，部分被風能和水資源的減少所抵消。能源營銷分部的表現較2022年為低，原因是年內市場頭寸的已實現結算交易較去年減少。

調整後的可用性

可獲得性是該公司的一項重要衡量標準，因為它代表了設施可用於發電的時間百分比，因此是衡量車隊整體表現的重要指標。

可用性受到計劃內和計劃外停電的影響，包括風能和太陽能機隊內肯特山風電設施的長時間停電。在截至2022年12月31日和2023年12月31日止年度，經扣除肯特山延長停電因素後的可用性分別為91.0%和92.8%。公司安排專門的時間(計劃內停機)對設施進行維護、維修或改進，以將對運營的影響降至最低。在高價格環境中，實際停機計劃可能會發生變化，以加速設備恢復服務。

截至2023年12月31日的一年，調整後的可用率為88.8%，而2022年為90.0%，符合管理層的預期。調整後的可用性較低主要是由於：

·Hydro部門的計劃停機，主要是在我們的阿爾伯塔省Hydro資產，以執行計劃的維護和

·聖丹斯6號機組、Sheerness 1號機組、Keephills 2號和3號機組以及Sarnia天然氣段定期維護的計劃停電，部分抵消

·減少能源過渡階段Centralia 2號機組的計劃停運

·肯特山風力發電設施部分恢復服務。

除調整後的可獲得性外，本公司還利用長期平均產量(“長期平均產量”)作為可再生資產業績的另一個指標，從而將實際產量水平與預期的長期平均產量進行比較。短期內，對於水電、風能和太陽能的每一個部分，情況將從一個時期到下一個時期不同。在較長的持續時間內，預計工廠的產量將與其長期平均水平保持一致，這被認為是衡量其業績的可靠指標。

LTA發電量是在年化的基礎上根據我們的模擬模型預測的平均年能源產量計算的，該預測基於通常超過25年的歷史資源數據。

能源轉換的LTA發電不被考慮，因為我們目前正在對這些機組進行過渡，預計它們將在2025年底退役，而天然氣的LTA發電不適用，因為這些機組是可調度的，它們的生產在很大程度上取決於市場條件和商家需求。

2023年總產量，比2022年增加771GWh或4%。

與前一年相比，能源過渡部門Centralia工廠的生產受益於計劃內和計劃外停機時間的減少，並能夠在該地區商户定價較高的時期發貨。

該公司的天然氣部門表現強勁，導致產量高於上一年，也高於本年度的預期。天然氣部分在供應緊張期間可用，使公司能夠在定價高峯期運營。天然氣部門在2023年第四季度受到了相對温和的天氣的不利影響，因為公司沒有經歷天然氣價格下跌的情況，因為公司沒有經歷天然氣價格下跌的情況。

與2022年同期相比，天氣條件相同，當時由於艾伯塔省的極端寒冷天氣，供應更加緊張。

截至2023年12月31日的一年，我們可再生能源資產的產量比2022年減少了224GWh，或4%，佔LTA發電量的81%。

本年度低於平均水平的可再生資源影響了水電以及風能和太陽能部門的生產。與2022年相比，由於計劃中的維護停運增加，導致可用性降低，這進一步影響了水電生產，而風能和太陽能部門的生產則受到年內增加的Garden Plain風力發電設施、Kent Hills風力發電設施的部分恢復服務以及北方Goldfield太陽能設施的增加的積極影響。

在截至2023年12月31日的一年中，艾伯塔省和太平洋西北部的現貨電價低於2022年。這兩個地區價格較低的原因是天然氣價格較低，以及2023年下半年天氣驅動的需求總體疲軟，2023年第四季度的天氣模式高於正常水平，導致價格顯著下降。具體來説，艾伯塔省東部的温暖天氣導致了加拿大東部地區的氣候變暖，加拿大東部地區的氣候變暖。

第四季度形成了強勁的風能資源格局，再加上新增裝機容量，與上年相比，市場供應有所增加。

截至2023年12月31日的一年，AECO天然氣價格低於2022年，主要是由於艾伯塔省和北美的生產和儲存水平提高。

本年度差異分析(2023年與2022年)

總收入33.55億美元，與2022年相比增加3.79億美元，增幅為13%，主要原因是：

·各部門的對衝和衍生品頭寸帶來的更高的已實現和未實現收益，部分抵消了

·由於艾伯塔省較低的現貨電價和產量，商户銷售收入減少。

燃料和購買電力的費用共計10.6億美元，與2022年相比減少了2.03億美元，即16%，主要原因是：

·天然氣商品價格下降，部分抵消了

·天然氣和能源轉型領域的燃料使用量都更高。

碳遵守成本總計1.12億美元，與2022年相比增加了3400萬美元，增幅為44%，主要原因是：

·每噸碳價格從2022年的每噸50美元提高到2023年的每噸65美元，

·天然氣部門產量增加，以及

·沒有像前一年那樣利用排放信用來清償温室氣體義務。

業務、維護和行政費用共計5.39億美元，與2022年相比增加了1800萬美元，增幅為3%，主要原因是：

·增加戰略和增長舉措的支出，

·與公司總部搬遷相關的成本增加，以及

·由於通脹壓力，成本增加。

折舊和攤銷總額為6.21億美元，比2022年增加2200萬美元，增幅為4%，主要原因是：

·修訂某些設施和設施的有用壽命

·新設施的商業運營。

資產減值沖銷總額為4800萬美元，比2022年的資產減值費用增加5700萬美元，增幅為633%，主要原因是：

·報廢資產的退役和恢復準備金受到預期現金流出時間變化的有利影響，但被較低的貼現率部分抵消，導致淨減值沖銷3400萬美元和

·由於合同延期和電價假設的有利變化，水電部門減值沖銷為1000萬美元。

與2022年相比，利息收入總計5900萬美元增加了3500萬美元，即146%，主要是由於現金餘額增加和有利的利率。

由於上述項目，所得税前收益總額為8.8億美元，比2022年增加5.27億美元，增幅為149%。

與2022年相比，所得税支出總額為8400萬美元，減少1.08億美元，降幅為56%，這是由於與先前取消確認的加拿大遞延税項資產的逆轉有關的復甦，以及與美國業務相關的美國不可抵扣費用的減少，但加拿大業務的收益增加部分抵消了這一影響。

與2022年相比，可歸因於非控股權益的淨收益總計1.01億美元，減少1000萬美元，降幅為9%，主要是由於TA Cogen的淨收益下降。

自由現金流

在2023年第二季度，公司根據上半年取得的強勁財務表現和我們對今年剩餘時間的預期，修訂和提高了我們對FCF的2023年指引。為

在截至2023年12月31日的一年中，公司的財務現金流比2022年減少了7100萬美元，降幅為7%，與我們修訂後的預期全年財務指引一致。下表總結了影響FCF的主要因素：

與2022年相比，2023年的持續資本支出總額增加了3200萬美元，主要原因是：

·艾伯塔省水電資產計劃的重大維護增加，

·我們的Sarnia、Sundance 6號機組和Keephills 2號和3號機組在天然氣部門的計劃大修增加，部分抵消了

·風能和太陽能部門計劃的主要維護減少，主要原因是主要部件更換減少以及

·在能源過渡階段執行的計劃停電工作較少。

與2021年相比，2022年持續資本支出總額減少了5700萬美元，主要原因是：

·煤改氣將於2021年完成，部分抵消

·水電部門在2022年計劃進行更多重大維護，風能和太陽能部門在2022年進行更高水平的主要部件更換

·與計劃中的公司總部搬遷相關的租賃改善支出增加。

2023年和2022年的增長和發展支出主要涉及：

·花園平原風力發電設施，2023年8月實現商業運營；

·北方金田太陽能設施，2023年11月實現商業運營；

·白石風能項目，預計將於2024年第一季度投入商業運營；

·Horizon Hill風能項目，預計將於2024年第一季度投入商業運營；以及

·基思山132千伏擴建項目，按計劃將於2024年第一季度完工。

有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的2028年戰略優先事項和清潔電力增長計劃。

董事會的變動

Rona Ambrose女士已決定不再競選連任，並將於2024年4月25日的股東周年大會後從董事會(“董事會”)退任。董事會對她為本公司所做的服務表示感謝。自2017年以來，她一直是董事會的寶貴貢獻者，我們感謝她在任職期間的領導能力和洞察力，特別是作為董事會治理、安全和可持續發展委員會主席。

生產税收抵免(PTC)銷售協議

2024年2月22日，該公司與一家AA級客户簽訂了為期10年的轉讓協議，出售白巖風電項目和Horizon Hill風電項目預計產生的大約80%的PTC。預計這些合同的年平均EBITDA約為5700萬美元(4300萬美元)。

正常程序發行人投標(“NCIB”)和自動購股計劃(“ASPP”)

2023年5月26日，多倫多證券交易所(“多倫多證券交易所”)接受了公司提交的對其部分普通股實施NCIB的通知。根據NCIB，TransAlta可能回購最多14,000,000股普通股，約佔其截至2023年5月17日普通股公開流通股的7.29%。根據NCIB的規定，可以根據當時的市場價格在多倫多證券交易所和普通股交易所在的任何加拿大替代交易平臺上通過公開市場交易進行購買。根據NCIB購買的任何普通股都將被取消。TransAlta根據NCIB獲授權進行購買的期間自2023年5月31日開始，至2024年5月30日結束，或根據NCIB購買普通股的最高數量或NCIB經本公司選舉終止的較早日期。

2023年12月19日，該公司簽訂了一項ASPP，以促進根據其NCIB回購TransAlta的普通股。

根據ASPP，本公司的經紀可購買自ASPP生效之日起至ASPP結束為止的普通股。根據ASPP購買的所有普通股將包括在確定根據NCIB購買的普通股數量時。ASPP將於以下日期中最早的日期終止：(A)達到ASPP項下的最高購買限額；(B)2024年2月24日；或(C)本公司根據其新條款終止ASPP。

在截至2023年12月31日的一年中，公司共購買和註銷了7,537,500股普通股，平均價格為每股普通股11.49美元，總成本為8700萬美元。

NCIB為公司提供了另一種資本分配方案，以確保長期股東價值。TransAlta的董事會和管理層認為，普通股的市場價格有時可能不能反映潛在價值，根據NCIB購買普通股註銷可能會提供一個提升股東價值的機會。

北方金田太陽能實現商業化運營

2023年11月22日，公司宣佈，北方金田48兆瓦太陽能和電池存儲設施實現商業運營。這些設施包括27兆瓦的基斯山太陽能設施、11兆瓦的萊因斯特太陽能設施、10兆瓦的萊因斯特電池儲能系統和互聯傳輸基礎設施，所有這些設施現在都已整合到TransAlta位於西澳大利亞的現有169兆瓦Southern Cross Energy North偏遠網絡中。這些設施完全與必和必拓鎳西部公司簽訂了為期15年的合同，預計將使必和必拓在基斯山和萊因斯特的Scope 2排放每年減少12%。

TransAlta宣佈到2028年的增長目標並宣佈增加9%的股息

2023年11月21日，公司舉行了2023年投資者日活動，並宣佈已將戰略增長目標更新為2028年，這加強了公司通過提供以客户為中心的電力解決方案成為清潔電力領域領導者的承諾。增長目標包括：

·通過投資約35億美元開發、建設或收購新資產，直至2028年底，為公司機隊增加高達1.75千兆瓦的新產能，

·注重以客户為中心的可再生能源和存儲，開發4.8千兆瓦的開發管道和

·到2028年，將公司的開發管道擴大到10千兆瓦。

董事會批准了每股0.02美元的年化增長，或普通股股息增加9%，並宣佈將於2024年4月1日支付每股0.06美元的股息。每股普通股0.06美元的季度股息相當於每股普通股0.24美元的年化股息。

TransAlta與Hancock達成聯合開發協議

2023年11月21日，公司與澳大利亞第四大鐵礦石生產商Hancock Prospecting Pty Ltd.(“Hancock”)簽訂聯合開發協議。這一安排將建立在TransAlta為西澳大利亞偏遠採礦作業供電方面的專業知識的基礎上。TransAlta將與Hancock合作，為Hancock在黑德蘭港地區定義和提供幕後發電解決方案。

TransAlta將從Energy Capital Partners手中收購哈特蘭發電公司

2023年11月2日，本公司宣佈已與哈特蘭發電有限公司和艾伯塔省電力(2000)有限公司(統稱“哈特蘭”)的母公司Energy Capital Partners的一家關聯公司達成最終股份購買協議，根據協議，TransAlta將收購哈特蘭及其在艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省的全部業務。此次收購將為TransAlta的機隊增加10個設施，總裝機容量為1,844兆瓦。這筆交易預計將在2024年上半年完成，取決於慣例的完成條件，包括獲得監管部門的批准。

此次收購的收購價為3.9億美元，取決於營運資金和其他調整，以及假設2.68億美元的低成本債務。該公司將使用手頭的現金和其信貸安排為這筆交易提供資金。

這些資產預計將增加約1.15億美元的年均EBITDA，包括協同效應。大約55%的收入是與信譽良好的交易對手簽訂的合同，加權平均剩餘合同期限為16年。公司税前協同效應預計每年超過2000萬美元。

此次收購將使公司處於競爭地位，以應對艾伯塔省高度動態和不斷變化的電力格局，因為可再生能源和其他大型基本負荷發電預計將在未來幾年內大幅增加。

省。清潔電力增長計劃繼續是我們戰略的核心，主要專注於通過清潔電力解決方案滿足我們客户的未來需求。

TransAlta Corporation完成對TransAlta Renewables Inc.的收購。

2023年10月5日，本公司根據此前公佈的雙方之間的安排協議(“安排”)的條款完成了對TransAlta Renewables的收購。TransAlta收購了TransAlta及其若干聯營公司尚未直接或間接擁有的TransAlta Renewables的全部已發行普通股(“RNW股份”)，導致TransAlta Renewables成為本公司的全資子公司。於安排前，TransAlta及其聯營公司合共持有160,398,217股RNW股份，佔已發行及已發行RNW股份的60.1%，其餘106,510,884股RNW股份由TransAlta及其聯營公司以外的TransAlta Renewables股東(“RNW股東”)持有。

這一安排在9月9日舉行的特別股東大會上得到了RNW股東的批准。2023年10月26日和2023年10月4日由艾伯塔省國王長凳法院批准。支付的對價總額為13億美元，其中包括8億美元的現金和約4600萬股公司普通股。

完成對TransAlta Renewables的收購是公司的一個重要里程碑，簡化和統一的公司結構為公司未來的成功奠定了良好的基礎。

TransAlta榮登《新聞週刊》全球最值得信賴公司排行榜榜首

9月1日2023年4月14日，該公司宣佈，它在《新聞週刊》發佈的首份能源和公用事業類別的2023年全球最值得信賴公司排行榜上名列榜首。這份榜單確定了21個國家和23個行業的1000家前1000家公司。《新聞週刊》評選的2023年全球最值得信賴的公司是基於對公眾信任三大支柱--客户、投資者和員工--進行全面評估的基礎上評選出來的。這份榜單是在對7萬多名參與者進行廣泛調查的基礎上編制的，收集了26.9萬份對人們作為客户、投資者或首席員工信任的公司的評估。

花園平原風電設施實現商業化運營

2023年8月，花園平原風力發電設施投產，總裝機容量增加130兆瓦。該設施與Pembina完全簽約

管道公司和百事可樂加拿大公司，加權平均合同壽命約為17年。

帳篷山抽水蓄能水電開發項目

2023年4月24日，公司從前身為Montem Resources Limited的Evolve Power Ltd.(“Evolve”)手中收購了位於艾伯塔省西南部的早期320兆瓦抽水蓄能水電開發項目--帳篷山可再生能源綜合體(“帳篷山”)的50%權益。此次收購包括與帳篷山相關的土地權、固定資產和知識產權。

本公司在共同管理的特殊目的合作伙伴關係中擁有帳篷山項目，並由本公司擔任項目開發商。該合作伙伴關係正在積極尋求就該設施將產生的能源和環境屬性達成承購協議。

年度股東大會

2023年4月28日，公司召開年度股東大會。所有被董事提名的人都當選為董事會成員，包括董事會的新成員坎迪斯·麥吉本。

該公司還在所有其他業務項目上得到了大力支持，包括薪酬話語權和對公司股份單位計劃的修訂。

2023

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·輔助服務量下降，原因是AESO決定減少艾伯塔省的累計進口量，因此採購量較低，

·降低艾伯塔省市場的現貨電價和輔助服務價格

·產量下降，原因是我們艾伯塔省水電資產計劃內停電的可用性降低，以及水資源低於平均水平，部分抵消了以下因素

·我們對艾伯塔省水電資產的對衝策略實現了收益

·在排放信用銷售增加的推動下銷售環境屬性。

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度調整後的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解釋的收入減少。

有關艾伯塔省市場狀況和定價的進一步討論，請參閲本MD&A的艾伯塔省電力投資組合部分。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·艾伯塔省市場的商家和輔助服務價格和數量增加，

·更高的產量和更高的可用性，這是因為我們的艾伯塔省水電資產和

·由於可用性和需求增加，輔助服務量增加。

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解釋的較高收入，部分抵消

·由於更新重置價值覆蓋範圍的保險費增加，以及公司與業績相關的激勵應計項目，本年度的運營與分析成本增加。

2023

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·減少抵消和排放抵免銷售，從而降低環境屬性收入，

·艾伯塔省和阿爾伯塔省降低現貨電價

·整個運營船隊的風能資源低於長期平均水平，部分抵消

·花園平原風能設施和北方金田太陽能設施分別在第三季度和第四季度投入商業運營，以及

·肯特山風力發電設施部分恢復服務。

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度調整後的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解釋的收入減少，

·與工資上漲、更高的保險成本和長期服務協議升級有關的更高的OM&A，以及

·在Windrise風力發電設施中確認的較低違約金。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·2021年第四季度增加Windrise風能設施和收購北卡羅來納州太陽能設施，以及加拿大東部風能資源增加，從而提高產量，

·艾伯塔省已實現的商户和現貨電價更高

·更高的環境屬性收入，部分抵消了

·肯特山1號和2號風電設施長時間停運導致可用性降低。

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解釋的更高的收入和

·確認可從渦輪機可用性收回的違約金低於Windrise風能設施的合同目標，部分抵消

·由於傳輸率提高，燃料和購買的電力增加，

·較高的OM&A與增加Windrise風能和北卡羅來納州太陽能設施有關

·2021年納入AESO輸電線路損耗裁決後的一次性有利調整。

2023

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由於船隊在供應緊張和定價高峯期可用，產量增加

·更高的電價對衝，部分抵消了艾伯塔省現貨價格下降的影響，部分抵消了

·與2022年相比，薩尼亞工廠的蒸汽收入定價較低，導致熱能收入下降。

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·艾伯塔省天然氣資產和天然氣商品成本降低

·上文解釋的收入增加，部分抵消了

·利用排放信用在2022年結清部分温室氣體義務，從而提高與生產有關的碳成本和燃料使用量

·碳價格從每噸50美元上漲到每噸65美元，影響了我們在加拿大的天然氣資產。

天然氣船隊大大超出了管理層對該部門的預期。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由於艾伯塔省資產的更高可用性和調度優化，產量更高，

·通過優化艾伯塔省資產的調度，實現更高的能源價格，對衝和

·更高的安大略省商家定價和蒸汽發電量。

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上文解釋的更高收入和

·由於完全使用艾伯塔省的天然氣而不是煤炭而減少了温室氣體排放，以及利用遵守信用來清償一部分温室氣體義務，降低了碳遵守成本，部分抵消了

·最近改裝的單位天然氣消耗量增加，天然氣價格上漲，

·碳價格從每噸35美元提高到每噸50美元

·由於公司與業績相關的薪酬激勵應計項目和一般運營費用增加，OM&A增加。

2023

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度收入有所增加，主要原因是：

·由於Centralia 2號機組和Centralia 2號機組計劃內和計劃外停電較少，提高了可用性，從而提高了產量

·較少的經濟調度導致更高的商家銷售量，部分抵消了

·降低市場價格。

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·上述因素解釋的更高收入，

·由於更低的定價和更多的生產量和

·由於聖丹斯4號機組將於2022年第一季度退役，運營與維護費用減少。

截至2023年12月31日的一年，礦山復墾支出與2022年持平。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度收入有所下降，主要原因是：

·由於Keephills 1號股和Sundance 4號股退役，產量下降，部分抵消

·Centralia 2號機組可用性增加，計劃內和計劃外停電減少，產量增加

·Centralia的商家和合同價格更高。

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所下降，主要原因是：

·上述因素解釋的收入減少以及

·Centralia停電期間購買的電力成本增加，部分抵消了

·由於與2021年煤炭船隊退役相關的運營成本降低，OM&A減少；

·艾伯塔省較低的碳成本與煤炭船隊的退役有關，從而減少了產生的排放。

與2021年相比，Highvale和Centralia礦的礦山復墾支出有所增加，這主要是由於復墾活動的推進。

2023

截至2023年12月31日的一年，調整後的EBITDA比2022年有所下降。這與管理層的預期一致，但比去年同期有所下降，主要原因是：

·與上一年相比，本年度市場頭寸的已實現已結算交易減少

·併購增加，主要是因為調整前與收入相關的激勵措施增加。

該公司能夠利用北美放松管制的市場上實物和金融電力以及天然氣產品交易的波動性，同時保持金融業務部門的整體風險狀況。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所增加，主要原因是：

·與上一年相比，本年度市場頭寸的已實現結算量增加

·該公司利用交易市場的短期波動，而不會實質性地改變業務部門的風險狀況。

2023

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度調整後的EBITDA有所下降，主要原因是：

·增加支出，以支持戰略和增長計劃，

·與公司總部搬遷相關的成本增加，以及

·由於通脹壓力，成本增加。

2022

與2021年相比，截至2022年12月31日的年度調整後的EBITDA有所下降，主要原因是：

·反映公司業績的更高激勵應計項目；

·沒有像2021年那樣額外收到加拿大緊急工資補貼收益，以及

·總回報掉期的虧損增加。

我們的商户敞口主要在艾伯塔省，我們53%的運力位於艾伯塔省，我們75%的艾伯塔省資產可用於參與商户市場。我們在艾伯塔省的商業資產組合包括水電設施、風能設施、電池儲存設施和天然氣發電設施。

艾伯塔省的發電能力取決於市場力量，而不是利率監管。來自商業發電的電力通過電力批發市場進行清算。電力調度是根據AESO執行的經濟價值命令，基於發電商在僅限能源的實時市場出售電力的報價。我們的商業艾伯塔省船隊在這一框架下運營，我們在內部管理我們的電力銷售報價。

艾伯塔省商人市場的投資組合業績優化是由燃料類型的多樣性推動的，並使投資組合管理成為可能。它還為我們提供了可以作為輔助服務貨幣化的能力，或者在供應緊張時期被派往能源市場。該投資組合中的很大一部分火力發電能力已經進行了對衝，以提供現金，以提供現金，以滿足投資者的需求。

流動是確定的。該公司的對衝戰略包括維持可觀的商業和工業風險客户基礎，並輔之以金融對衝。2023年，我們在艾伯塔省78%的能源生產是通過長期合同或固定價格對衝出售的。

艾伯塔省水電船隊提供輔助服務和電網可靠性產品，如在該省發生系統範圍停電時提供黑啟動服務，並通過系統地調節河流流量來緩解乾旱。我們的艾伯塔省風電和水電船隊提供穩定的環境信用額度，以實現ESG目標。

於2023年期間，本公司與哈特蘭發電有限公司及艾伯塔電力(2000)有限公司(統稱“哈特蘭”)訂立最終股份購買協議，並預期在符合若干慣常成交條件下，於2024年上半年完成交易。收購哈特蘭將進一步擴大我們的投資組合能力。哈特蘭某些單位的快速增長性質將是捕捉艾伯塔省市場預期價格波動和週期性較高實現價格的理想位置。

截至2023年12月31日的一年，總髮電量為11,759GWh，而2022年的發電量為11,476GWh。增加283千兆瓦時，或2%，主要是由於：

·花園平原風力發電設施於2023年第三季度投入商業運營，

·由於2023年上半年強勁的市場狀況，我們天然氣資產的產量增加，部分抵消了

·艾伯塔省水電資產的水資源減少。

與2022年相比，截至2023年12月31日的年度套期保值產量有所增加，主要原因是：

·通過對水電資產進行戰略對衝，獲得額外利潤率的機會。

截至2023年12月31日的一年，毛利率為12.48億美元，而2022年為11.77億美元。增加7100萬美元，即6%，主要是由於：

·更高的電價對衝，部分抵消了艾伯塔省現貨價格下降和

·與2022年相比，天然氣價格下降，部分抵消了

·輔助服務收入減少，原因是AESO決定減少艾伯塔省的累計進口量，因此採購量較少。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦時的平均現貨電價由2022年的每兆瓦時162元下跌至2023年的每兆瓦時134元，主要由於：

·與前一年相比，今年最後六個月的氣温適中;

·在2023年第四季度，艾伯塔省市場上新的風能和太陽能設施以及更高的風能資源的可再生能源發電總量增加;

天然氣價格下降。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦時生產的已實現商業電價較2022年增加10美元，主要由於：

·優化我們所有燃料類型的可用容量;以及

·與上一年相比，對衝價格更高。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦時的燃料及購買電力成本較2022年下降15元，主要由於天然氣價格下跌。

截至2023年12月31日止年度，每兆瓦時生產的碳合規成本較2022年增加4美元，主要由於：

·碳合規價格從2022年的每噸50美元提高到2023年的每噸65美元;

·年內沒有使用排放額度來履行温室氣體義務。在上一年度，本公司使用排放額度來結算部分碳合規義務，從而降低了每兆瓦時的碳成本。

2022年第四季度，艾伯塔省電力組合中的水電、風能和天然氣設施在電價高峯期具有高可用性，這是由於極端寒冷的天氣以及全省計劃內和計劃外停電期間造成的特殊情況

本季度的財務表現。本公司於2023年第四季度並未經歷同樣的天氣情況；與2022年第四季度相比，天氣相對温和。

調整後的可用性

截至2023年12月31日的三個月，調整後的可用性為86.9%，而2022年同期為89.5%，主要原因是：

·天然氣段和水電段的計劃停運，部分抵消

·風能和太陽能部門的可用性更高，主要是由於肯特山風能和太陽能設施部分恢復服務

·減少能源過渡領域的計劃外停電。

截至2023年12月31日的三個月的產量為5783GWh，而2022年同期為6005GWh。減少的主要原因是：

·艾伯塔省天然氣資產調度減少，原因是氣温上升和

·可用性較低，部分抵消

·增加了花園平原風能設施，提高了風能和太陽能領域的產量。

2023年第四季度，與上一季度相比，天氣影響相對較小，因為公司沒有經歷與2022年第四季度相同的天氣條件，後者在艾伯塔省出現極端寒冷的天氣，導致2022年出現異常高峯期。

本年度差異分析(2023年第四季度與2022年第四季度相比)

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的收入減少了2.3億美元，降幅為27%，主要原因是：

·由於艾伯塔省和阿爾伯塔省的現貨電價和產量下降，商户銷售額下降

·水電部門已實現輔助服務價格和業務量下降，部分抵消

·從各個細分市場的對衝和衍生品頭寸中獲得更高的已實現和未實現收益。

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的燃料和購買電力成本減少了1.68億美元，降幅為38%，主要原因是：

·降低天然氣商品成本和

·降低我們天然氣行業的天然氣消耗量。

截至2023年12月31日的三個月的碳合規成本與2022年同期持平，原因是：

·碳價格從每噸50美元提高到每噸65美元，抵消了

·產量減少。

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的OM&A費用減少了700萬美元，降幅為4%，主要原因是：

·與公司2022年第四季度的出色業績相比，與公司業績一致的激勵應計項目減少，部分抵消了

·天然氣設施的零部件和材料庫存減記。

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的折舊和攤銷減少5600萬美元，或30%，主要原因是：

·對某些設施的使用年限進行修訂，部分抵消

·新設施的商業運營。

在截至2023年12月31日的三個月中，出售資產和其他資產的收益與2022年同期相比減少了4600萬美元，降幅為100%，這主要是由於2022年出售了某些天然氣發電資產。

所得税前虧損共計3500萬美元，與2022年700萬美元的所得税前收益相比，減少了4200萬美元，即600%，原因是上述兩個項目。

截至2023年12月31日的三個月，所得税支出比2022年減少了7000萬美元，降幅為79%，這是由於2023年税前收益下降以及美國不可扣除費用的減少。

在截至2023年12月31日的三個月中，普通股股東應佔淨虧損為8400萬美元，而2022年同期的淨虧損為1.63億美元，改善了7900萬美元，增幅為48%，這主要是由於上述項目。

截至2023年12月31日的三個月，可歸因於非控股權益的淨收益與2022年同期相比減少了5100萬美元，降幅為91%，這主要是由於TA Cogen的淨收益下降以及2023年10月5日收購TransAlta Renewables所致。

由於電力市場的性質和相關的燃料成本，我們的結果是季節性的。預計電價較低的春季和秋季往往會產生較高的維護成本；由於供暖和製冷負荷的增加，主要市場的電價通常在冬季和夏季的高峯期上漲。利潤率通常也會在第二季度受到影響，因為

太平洋西北部的春季徑流和降雨，影響了Centralia的生產。通常，水電設施的大部分電力和收入都是在春季融化的雪開始流入流域和河流的幾個月裏產生的。相反，在歷史上，風速在寒冷的冬季月份更大，在温暖的夏季月份更低。

前八個季度普通股股東應佔淨收益(虧損)也受到以下變化和事件的影響：

·2022年第二季度、第三季度和第四季度以及2023年第一季度和第二季度艾伯塔省高峯期整體供應增加和電價上漲帶來的更高收入；

·2023年降低天然氣價格，2022年提高天然氣價格；

·2022年實現了較低的碳成本，因為該公司在2022年第二季度利用排放信用結算了部分温室氣體義務。2023年，該公司用現金結算了其碳排放義務。2023年前三個季度碳成本上升是因為每噸碳價格較高，也是因為2023年第二季度產量增加；

·從2022年第一季度到2023年第三季度，肯特山1號和2號風電設施繼續停運。這些設施於2023年第四季度部分恢復使用，所有渦輪機現已投入使用，修復項目於2024年第一季度完成；

·2023年第一季度、第二季度和第三季度確認的資產減值沖銷的影響，以及所示所有時期的資產減值費用和沖銷的影響；

·報廢資產報廢準備金的變化對所示所有期間的估計現金流和貼現率的變化以及有用資產的變化的影響

2022年第三季度和2023年第三季度和第四季度確認的生命；

·肯特山風力發電設施單塔故障的保險金額為2022年第二季度確認的700萬美元；

·2022年每個季度和2023年每個季度記錄的Windrise風力設施可從渦輪機供應中收回的違約金低於合同目標；

·聖丹斯4號機組將於2022年第一季度退役；

·花園平原風能設施於2023年第三季度投產，北方金田太陽能設施於2023年第四季度投產；

·與出售資產有關的收益在2022年第四季度確認；

·加元相對於美元的波動導致我們以美元計價的長期債務餘額的匯兑損益不被指定為對衝；以及

·當期和遞延税項支出與各季度税前收益的波動。遞延税項支出自2022年以來有所下降，主要原因是與美國相關的不可抵扣税項調整較低，以及之前取消確認的加拿大税務資產的遞延税項收回。

我們的戰略重點是投資於滿足客户和社區需求和目標的清潔電力解決方案。我們以嚴謹和謹慎的方式進行投資，為股東提供適當的風險調整後的回報。為了支持這一戰略，我們保持着越來越多的項目機會，重點是水電、風能、太陽能、儲能和低排放天然氣發電。

2021年，我們在清潔電力增長計劃下提出了明確的目標。這些目標包括提供2千兆瓦的增量可再生能力，目標資本投資為36億美元，以推動新增長項目帶來的額外累計年度EBITDA為3.15億美元。在過去兩年中，該公司通過增加800兆瓦的新產能，以及必和必拓鎳西部輸電擴建項目，實現了原定目標的40%以上。

2023年，考慮到設備和資本成本上升的市場挑戰，我們對綠地努力保持紀律和耐心，並將重點轉向簡化、合同可再生能源和靈活發電的優先事項。我們期待着兩筆戰略收購，這兩筆收購將使公司在未來處於有利地位，TransAlta Renewables和哈特蘭世代能源有限公司。

我們部署了13億美元收購TransAlta Renewables，這為我們提供了經濟

增加1.2千兆瓦發電能力的貢獻，增加了公司的EBITDA比例和合同率。

我們還簽訂了一項最終的股票購買協議，收購哈特蘭世代有限公司，預計總成本為6.58億美元。鑑於艾伯塔省高度動態和不斷變化的電力格局在未來幾年預計將大幅增加可再生能源和其他大型基本負荷發電，此次收購將使公司處於競爭地位，以應對艾伯塔省不斷變化的動態。

2023年，我們的增長和執行團隊通過公司有史以來最大的建設項目之一，在我們所有三個核心地理位置推進了新設施的建設。完全簽約的130兆瓦花園平原和48兆瓦北方金田太陽能和電池存儲設施實現了商業運營，增加了2100-2300萬美元的增量EBITDA。300兆瓦的白巖東部和西部白巖項目以及200兆瓦的地平線山風力發電項目預計將於2024年第一季度實現商業運營，分別增加7600萬至8200萬美元和4100萬至4400萬美元的EBITDA增量。

2023年11月21日，公司更新了五年戰略增長目標和清潔電力增長計劃。該公司確定了從2024年到2028年的六個戰略重點。它們概述如下，包括增長、投資和ESG優先事項的目標。

該公司的增長目標包括為公司的機隊增加高達1.75千兆瓦的新發電能力，同時通過投資約35億美元到2024年至2028年底投資約35億美元開發、建設和收購新資產，目標是從新增長的3.5億美元累積年度EBITDA。增長將專注於以客户為中心的可再生能源和存儲，通過執行其目前的5.3千兆瓦開發管道，計劃到2028年擴大到10千兆瓦。

我們預計，到2028年底，公司由可再生能源(包括水電、風能和太陽能技術)產生的調整後EBITDA將增加到70%。清潔電力增長計劃的資金將主要來自當前的現金餘額、運營產生的現金和債務融資。

我們到2028年的投資重點將集中在可再生能源和存儲上，但也可能包括高效靈活的天然氣發電和新技術。該公司的長期脱碳目標是到2045年實現淨零碳。

我們目前在實現這些戰略目標方面的進展摘要如下：

高級階段開發

這些項目具有詳細的工程設計、在互聯隊列中的高級職位和/或正在進行承接機會。處於後期開發階段的項目正在向下一步推進：第一，第三方，第三方。

最終投資決定，並未在報告時得到董事會的最終批准。下表顯示了目前處於後期開發階段的未來增長項目：

這些項目還處於早期階段，可能會也可能不會向前推進。一般而言，這些項目將包括：

·收集的氣象數據；

·開始確保土地控制；

·開始環境研究；

·確認獲得適當的傳播渠道；以及

·啟動了初步許可和其他監管審批程序。