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EX-99.1 2 q42025newsreleasecombined.htm EX-99.1 2025年Q4新闻发布（合并）
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TransAlta报告2025年第四季度和年底业绩，宣布数据中心协议，宣布增加股息并提供2026年展望

艾伯塔省卡尔加里（2026年2月27日）
TransAlta Corporation（TransAlta or the Company）（TSX：TA）（NYSE：TAC）今天公布了截至2025年12月31日的第四季度和年度财务业绩。
“TransAlta在2025年实现了强劲的业绩，这表明它有能力产生稳健的自由现金流，尽管阿尔伯塔省电力价格走软、市场波动减弱以及商户产量下降。我们的对冲策略和合约投资组合支持了我们强劲的持续业绩，并帮助抵消了具有挑战性的价格环境”，TransAlta总裁兼首席执行官John Kousinioris表示。“我很高兴与大家分享，自由现金流超过了我们2025年展望的中点。”
“我们很高兴地宣布，我们的董事会已批准将我们的普通股股息提高8%，现在按年计算相当于每股0.28美元。这是我们连续第七次增加年度股息，肯定了我们对公司未来的信心以及为股东回报价值的承诺，”Kousinioris先生总结道。
“过去几个月，我们专注于执行我们的战略优先事项。在第四季度，我们获得了一项最终收费协议，可根据长期合同将Centralia 2号机组转换为天然气发电。今天，我们宣布与Canada Pension Plan Investments和Brookfield签署阿尔伯塔省数据中心战略谅解备忘录，"财务执行副总裁兼首席财务官 Joel Hunter表示。“我们最近还完成了对Far North的收购，这增强了我们在安大略省的地位，”亨特补充道。
"进入2026年，我们的船队规模不断扩大且多样化，其基础是长期合同和强大的对冲头寸。我们的指引包含了对我们车队预期发电量以及艾伯塔省电力市场基本面的平衡看法，我们预计，随着预期数据中心负载增长在未来几年上线，这一点将显着改善。我们期待在即将于2026年3月23日举行的投资者日上与您分享更多关于我们长期前景和战略的信息，”亨特先生总结道。

2025年第四季度亮点
•2025年实现了90.1%的强劲运营可用性，而2024年为87.8%
•经调整EBITDA(1)2.47亿美元，2024年同期为2.82亿美元
•自由现金流（FCF）(1)9300万美元，合每股0.31美元，而2024年同期为4600万美元，合每股0.15美元
•调整后的所得税前利润(1)为1400万美元，2024年同期为3800万美元
•经营活动产生的现金流为2.31亿美元，合每股0.78美元，而2024年同期为2.15亿美元，合每股0.72美元
•归属于普通股股东的净亏损(1)为6200万美元，合每股0.21美元，而2024年同期为6500万美元，合每股0.22美元




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2025年全年亮点
•2025年实现了92.3%的强劲运营可用性，而2024年为91.2%
•经调整EBITDA(1)11.04亿美元，2024年同期为12.55亿美元
•自由现金流（FCF）(1)为5.14亿美元，合每股1.73美元，而2024年同期为5.75亿美元，合每股1.90美元
•调整后的所得税前利润(1)1.81亿美元，2024年同期为3.96亿美元
•经营活动产生的现金流为6.46亿美元，合每股2.18美元，而2024年同期为7.96亿美元，合每股2.64美元
•归属于普通股股东的净亏损(1)1.9亿美元，合每股0.64美元，而2024年同期归属于普通股股东的净利润为1.77亿美元，合每股0.59美元
•宣布年度股息增长8%，目前相当于每股年化0.28美元，这是股息连续增长的第七年
•提供2026年展望，包括9.5亿美元至10.5亿美元的调整后EBITDA和3.5亿美元至4.5亿美元的FCF，即每股1.18美元至1.51美元
•将2025年范围1和2 GHG排放强度由2024年0.35吨二氧化碳当量/兆瓦时的水平降低至0.31吨二氧化碳当量/兆瓦时
•减少范围1和范围2年GHG排放量3070万吨CO2e或自2015年以来的76%，实现了我们到2026年削减75%的目标
•2025年总可记录伤害频率为0.12，而2024年为0.56


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第四季度和截至2025年的年度运营和财务亮点
百万美元，除非另有说明
三个月结束
年终
2025年12月31日 2024年12月31日 2025年12月31日 2024年12月31日
运营信息(2)
可用性（%）
90.1 87.8 92.3 91.2
产量（GWh）
6,725 6,199 24,521 22,811
选择财务信息(2)
收入 599 678 2,405 2,845
经调整EBITDA(1)
247 282 1,104 1,255
调整后的所得税前利润(1)
14 38 181 396
（亏损）所得税前利润 (42) (51) (141) 319
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益(1)
(19) 3 57 236
归属于普通股股东的净（亏损）收益 (62) (65) (190) 177
现金流(2)
经营活动现金流 231 215 646 796
运营资金(1)
162 135 749 816
自由现金流(1)
93 46 514 575
每股(2)
调整后归属于普通股股东的每股净（亏损）收益(1)(3)
(0.06) 0.01 0.19 0.78
归属于普通股股东的每股净（亏损）收益，基本和稀释 (0.21) (0.22) (0.64) 0.59
每股经营活动产生的现金流(4)
0.78 0.72 2.18 2.64
每股运营资金(1)(3)
0.55 0.45 2.52 2.70
每股自由现金流(1)(3)
0.31 0.15 1.73 1.90
每股普通股宣布的股息
0.13 0.13 0.26 0.24
已发行普通股加权平均数 297 298 297 302


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分部财务表现

百万美元
三个月结束
年终
2025年12月31日 2024年12月31日 2025年12月31日 2024年12月31日
水电 39  57 285  316
风能和太阳能 102  95 338  316
气体 96  116 438  524
能源转型 16  26 100  89
能源营销 21  26 85  146
企业 (27) (38) (142) (136)
调整后EBITDA总额(1)(5)
247  282 1,104  1,255
调整后的所得税前利润(1)
14  38 181  396
（亏损）所得税前利润
(42) (51) (141) 319
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益(1)
(19) 3 57  236
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(62) (65) (190) 177
1.这些是非国际财务报告准则的计量和比率，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本新闻稿的“分部财务业绩和经营成果”部分。此外，请参阅本新闻稿的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分，了解有关这些非国际财务报告准则措施和比率的更多信息，包括（如适用）与根据国际财务报告准则计算的措施的对账。
2.2024年12月4日，公司完成了对Heartland Generation的收购，总装机容量增加了1,747兆瓦，不包括Poplar Hill和Rainbow Lake设施（统称为所需剥离）。请参阅本MD & A的“重大及后续事件”部分。根据与加拿大竞争事务专员签订的同意协议，国际财务报告准则财务报表包括截至处置之日所需剥离的结果。我们的非国际财务报告准则措施和运营关键绩效指标不包括所需资产剥离的结果。
3.调整后的每股普通股股东应占净（亏损）收益、每股运营资金（FFO）和每股自由现金流（FCF）均使用该期间已发行普通股的加权平均数计算。有关这些非国际财务报告准则措施和比率的更多信息，请参阅本新闻稿的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
4.表示补充财务计量，计算方法为当期经营活动产生的现金流量除以当期已发行普通股的加权平均数。
5.在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本新闻稿的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

关键业务发展
Keephills站点数据中心开发谅解备忘录签署
2026年2月26日，公司与Canada Pension Plan Investments和Brookfield签订谅解备忘录（MOU），以推进艾伯塔省的数据中心开发，TransAlta是该地区的独家站点和电力供应商。谅解备忘录为公司在帕克兰县的Keephills场地建立了分阶段开发的框架，包括约230兆瓦的初步长期电力购买协议和评估总计高达1吉瓦负荷的额外开发。开发取决于监管机构的批准和各方达成最终协议。


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宣布增加普通股股息
公司董事会已批准普通股股息年化增加0.02美元（8%），并于2026年2月25日宣布每股普通股股息为0.07美元，将于2026年7月1日支付给在2026年6月1日营业结束时登记在册的股东。季度股息为每股普通股0.07美元，年化股息为每股普通股0.28美元。
收购Far North
2026年2月2日，公司完成了对Far North Power Corporation（Far North）的收购，从Hut 8 Corporation的关联公司以9500万美元的收购价格完成，但可能会受到营运资金和其他调整的影响。交易的净现金支付通过手头现金和TransAlta信贷额度下的借款相结合的方式提供资金。
该交易在我们的核心市场安大略省的四个天然气燃烧设施中增加了310兆瓦的容量，使公司在该省的总装机容量增加到1,384兆瓦。
4亿美元优先票据发售及提前赎回7.8%优先票据
2025年12月22日，公司发行4亿美元优先票据，固定票面年利率为5.9%，于2034年2月1日到期。票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务享有同等受偿权，与所有未来的次级债务享有优先受偿权。这些票据以票面价值的99.39%发行，所得款项净额为5.41亿美元（3.93亿美元），可在三年内赎回。票据的利息每半年支付一次，分别于2月1日和8月1日支付，第一次支付定于2026年8月1日。
此次发行所得款项用于在2029年11月15日的预定到期日之前以5.73亿美元（合4.16亿美元）的总赎回价赎回公司所有未偿还的7.8% 4亿美元优先票据。
Sheerness 1号机组封存
2025年12月18日，公司向艾伯塔省电力系统运营商（AESO）提供通知，Sheerness 1号机组将于2026年4月1日起封存，为期最长两年。当市场基本面改善或获得收缩机会时，公司保持让封存机组恢复服务的灵活性。该机组将在2026年第一季度之前保持可用并全面运行，Sheerness 2号机组将继续全面服役。
Centralia 2号机组被授权继续可用
2025年12月16日，公司收到美国能源部的订单（该订单），要求我们的700兆瓦Centralia 2号机组设施在被要求运行90天的情况下保持可用状态，直至2026年3月16日。该公司目前遵守该命令，并继续与州和联邦政府就此开展合作。
Centralia收费协议签署
2025年12月9日，公司宣布与Puget Sound Energy签订长期收费协议（Tolling Agreement），将我们700兆瓦的Centralia 2号机组设施从煤炭转换为天然气。此次转换延长了设施的运行寿命，将利用现有的涡轮机、输电和基础设施，同时还能降低排放。
收费协议为该设施提供到2044年的固定价格容量付款。煤改气项目预计将需要约6亿美元的资金，一旦投入使用，将在收费协议的有效期内产生合同现金流。在获得必要的监管批准后，该公司预计将在2027年初宣布该项目的最终投资决定。许可工作将持续到2026年，随后将在2027 – 2028年进行建设，预计将于2028年底开始转换天然气燃烧作业。

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首席执行官继任
2025年11月6日，公司宣布TransAlta总裁兼首席执行官兼董事John Kousinioris计划于2026年4月30日退休。在发布此公告的同时，董事会任命TransAlta财务执行副总裁兼首席财务官 Joel Hunter接替Kousinioris先生担任总裁兼首席执行官，并被提名加入董事会，自2026年4月30日起生效。Kousinioris先生已同意担任Hunter先生和董事会的战略顾问，任期为退休后六个月。该公司的首席财务官继任者将在未来几个月内公布。
需求传输服务合同
2025年10月3日，公司与AESO订立230兆瓦需求传输服务合同，代表通过AESO数据中心大负载集成计划第一阶段授予公司的全部分配。

2026年展望
对于2026年，该公司预计调整后EBITDA将在9.5亿美元至10.50亿美元之间，FCF将在3.5亿美元至4.5亿美元之间，基于以下预期：
•由于Centralia设施在2025年底停止可调度燃煤发电，能源转型部分的贡献较低；
•由于较低的平均对冲价格和较高的燃料成本，艾伯塔省商业天然气投资组合的贡献较低，部分被较低的碳合规成本所抵消，因为内部产生的低成本环境信贷的利用率较高；
•来自Sarnia的贡献降低，反映出合同定价下降以及合同到期和Ada热电联产设施退役；
•水电、天然气和风能和太阳能部门内的贡献更高，原因是预期实现碳信用额与年内相比，此外，2025年，艾伯塔省的碳合规成本；
•由于收购了远北安大略天然气设施，天然气部门的贡献增加；
•由于更高的预期产量，风能和太阳能部分的贡献更高；
•较高的所得税费用；以及
•由于再融资债务的利率降低，以及由于摊销还款导致无追索权债务的利息降低，净利息支出降低。
下表概述了我们对2026年关键财务目标和相关假设的预期，应结合以下叙述性讨论以及TransAlta第四季度和截至2025年12月31日止年度的MD & A的“风险管理”部分来阅读：
量度
2026年目标(2)
2025年目标
2025年实际(3)
经调整EBITDA(1)
9.5亿美元至10.5亿美元 11.50亿美元至12.50亿美元 11.04亿美元
FCF(1)
3.5亿至4.5亿美元 4.5亿至5.5亿美元 5.14亿美元
每股FCF(1)
1.18美元至1.51美元 1.51美元至1.85美元 $1.73
每股股息
年化0.28美元 年化0.26美元 年化0.26美元
1.这些是非国际财务报告准则的计量和比率，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。我们认为，将这些项目逐期列报提供了

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与前期业绩相比，有能力更容易评估（亏损）收益和现金流趋势的管理层和投资者。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本新闻稿的非国际财务报告准则和补充财务措施部分。
2.代表前瞻性信息。请参阅此处的“关于前瞻性信息的警示性声明”。
3.最直接可比的IFRS调整后EBITDA和FCF计量的2025年实际金额如下：所得税前亏损1.41亿美元，经营活动现金流6.46亿美元。与每股FCF最直接可比的IFRS比率为每股经营活动产生的现金流量2.18美元，计算方法为该期间经营活动产生的现金流量除以该期间已发行普通股的加权平均数。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本新闻稿的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

公司对2026年的展望可能会受到以下多个因素的影响：
市场 2026年假设 2025年假设 2025年实际
艾伯塔省现货（$/MWh） 40至60美元 40至60美元 $44
AECO气价（$/GJ）
2.65美元至3.15美元
1.60美元至2.10美元 $1.61
艾伯塔省现货价格敏感性：现货价格每兆瓦时+/-1美元的变化预计将对2026年调整后EBITDA产生+/-200万美元的影响。
量度 2026年预期 2025年预期 2025年实际
能源营销调整后收入(1)
1.1亿至1.3亿美元
1.1亿至1.3亿美元
1.22亿美元
持续的资本支出(2)
1.4亿至1.6亿美元
1.45亿至1.65亿美元
1.62亿美元
当期所得税费用
7000万至1亿美元
9500万至1.3亿美元
4900万美元
净利息支出(1)
2.4亿至2.6亿美元
2.55亿美元至2.75亿美元
2.64亿美元
1.能源营销调整后的收入和净利息支出是非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。与能源营销调整后收入最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是截至2025年12月31日止年度的收入为1.3亿美元，净利息支出——截至2025年12月31日止年度的利息支出为3.47亿美元
对冲假设范围 2026年第一季度 2026年第二季度 2026年第三季度 2026年第四季度 2027
对冲产量（GWh） 2,302 1,990 2,172 2,027 3,967
套期保值价格（$/MWh） $65 $65 $65 $65 $71
对冲气量（GJ）
1200万 700万 800万 700万
1900万
对冲天然气价格（美元/吉焦） $3.21 $3.33 $3.29 $3.39 $3.04
电话会议和网络直播
TransAlta将于美国东部时间今天（2026年2月27日）上午9点（美国东部时间上午11点）召开电话会议和网络直播，讨论我们的2025年第四季度和全年业绩以及公司的2026年年度指导。电话会议将首先由总裁兼首席执行官John Kousinioris和财务执行副总裁兼首席财务官 Joel Hunter发表评论，然后是问答时间。
2025年第四季度及全年业绩电话会议
网播链接：https://edge.media-server.com/mmc/p/whytyzbs
要通过电话接入电话会议，请使用此处的通话链接提前注册：https://register-conf.media-server.com/register/BIAA8023bbcae44cde8d2a046c730467b3.一旦注册，参与者将可以选择1）从他们的手机拨入电话（通过个性化PIN）；或2）点击“Call Me”选项，直接接收自动呼叫到他们的手机。

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如无法参加通话，重播可于https://edge.media-server.com/mmc/p/whytyzbs.广播的文字记录将在TransAlta的网站上发布。
TransAlta正在提交其年度信息表、经审计的合并财务报表和随附的附注，以及相关的管理层讨论与分析（MD & A）。这些文件将于今天在TransAlta网站的投资者部分提供，网址为www.transalta.com或通过SEDAR + atwww.sedarplus.ca并与美国证券交易委员会就EDGAR在www.sec.gov.

关于TransAlta公司：
TransAlta是加拿大最大的公开交易发电商之一，在加拿大、美国和西澳大利亚提供可靠的电力。100多年来，我们的人民安全地运营和发展了为客户和社区提供动力的必要能源基础设施。我们技术多样化的产品组合和严格的执行使我们能够在不断发展的能源系统中提供可靠的电力。我们采取务实、负责任的方式来满足当今的能源需求，同时为接下来发生的事情进行建设。

有关TransAlta的更多信息，请访问我们的网站：transalta.com.

关于前瞻性信息的警示性声明
本新闻稿包括适用的加拿大证券法含义内的“前瞻性信息”和适用的美国证券法含义内的“前瞻性陈述”，包括1995年《私人证券诉讼改革法案》（本文统称为“前瞻性陈述”）。前瞻性陈述不是事实，而只是预测，通常可以通过使用包含诸如“可能”、“将”、“相信”、“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”、“继续”或其他类似词语的陈述来识别。特别是，这份新闻稿包含有关以下方面的前瞻性陈述，其中包括：我们的2026年展望；数据中心开发谅解备忘录产生的额外开发阶段在公司Keephills现场总计达到1GW负荷的潜力；Centralia 2号机组煤改天然气项目的成本和许可、监管批准、建设和运营时间表；以及宣布公司首席财务官继任者的时间。

本新闻稿中的前瞻性陈述和面向未来的财务信息旨在向读者提供有关管理层当前预期和计划的信息，请读者注意，这些信息可能不适合用于其他目的。前瞻性陈述受到重要风险和不确定性的影响，并基于某些关键假设。所有前瞻性陈述都反映了TransAlta基于做出陈述时可获得的信息的信念和假设，因此不能保证未来的业绩。由于实际结果可能与前瞻性陈述有很大差异，您不应过分依赖前瞻性陈述，也不应将面向未来的信息或财务前景用于其预期目的以外的任何事情。我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性陈述，除非法律要求我们这样做。有关所做假设的更多信息，以及可能导致实际结果与预期结果不同的风险和不确定性，请参阅我们最近的MD & A（构成本新闻稿的一部分）和2025年综合报告，包括标题为“治理和风险管理"在我们截至2025年12月31日止年度的MD & A中，根据TransAlta在SEDAR +上的个人资料提交，地址为www.sedarplus.ca 并与美国证券交易委员会在www.sec.gov.



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非国际财务报告准则和补充财务措施
这份新闻稿中引用了以下非国际财务报告准则衡量标准：调整后EBITDA；自由现金流（FCF）（包括每股）；调整后的所得税前收益（亏损）；调整后归属于普通股股东的净收益（亏损）（包括每股）；运营资金（FFO）（包括每股）；能源营销调整后的收入和净利息支出。非《国际财务报告准则》措施在《国际财务报告准则》下没有标准化含义，不太可能与其他公司提出的类似措施具有可比性，因此不应将其与我们的《国际财务报告准则》结果分开看待、作为一种替代办法，或比我们的《国际财务报告准则》结果更有意义。 我们使用这些衡量标准来评估我们的业绩和我们业务部门的业绩，并相信这些衡量标准与我们的国际财务报告准则衡量标准一起阅读，可以让读者更好地了解管理层如何评估结果。与前几期的结果相比，每期介绍这些衡量标准为管理层和投资者提供了更容易评估收益（亏损）趋势的能力。这些措施是通过调整某些IFRS措施来计算的，我们认为这些措施不反映我们在一个时期的持续运营，并且是根据不同时期的一致基础计算的，并针对每个时期的特定项目进行调整，除非另有说明。有关这些措施的更多信息，包括（如适用）与根据国际财务报告准则计算的措施的对账，请参阅我们最近的MD & A的非国际财务报告准则和补充措施部分，该部分构成本新闻稿的一部分。

注：除非另有说明，所有财务数字均以加元为单位。


欲了解更多信息：
投资者查询： 媒体查询：
电话：1-800-387-3598在加拿大和美国
电话：1-855-255-9184
邮箱：investor _ relations@transalta.com 邮箱：ta _ media _ relations@transalta.com

 

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Transalta Corporation
管理层的讨论与分析
本管理层的讨论与分析（MD & A）包含前瞻性陈述。这些陈述是基于某些估计和假设，涉及风险和不确定性。实际结果可能大不相同。有关更多信息，请参阅本MD & A的“前瞻性陈述”部分。
目 录
本MD & A应与我们截至2025年12月31日的财政年度的2025年度经审计的年度合并财务报表（合并财务报表）和2025年度信息表（AIF）一并阅读。在这份MD & A中，除非文意另有所指，“我们”、“我们的”、“我们”、“公司”和“TransAlta”是指TransAlta Corporation及其子公司。合并财务报表是根据国际会计准则理事会（IASB）发布并于2025年12月31日生效的加拿大公共问责企业国际财务报告准则（IFRS）编制的。除非另有说明，以下讨论中的所有表格金额均以百万加元为单位，但每股金额除外，后者以整美元至小数点后两位最接近。这份MD & A的日期为2026年2月26日。有关TransAlta的更多信息，包括我们截至2025年12月31日止年度的AIF，请访问SEDAR +，网址为www.sedarplus.ca，在EDGAR上www.sec.gov 在我们的网站上www.transalta.com.我们网站上或与之相连的信息不以引用方式并入本文。

Transalta Corporation
2025年年度报告
M1
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前瞻性陈述
本MD & A包括适用的加拿大证券法含义内的“前瞻性信息”和适用的美国证券法含义内的“前瞻性陈述”，包括1995年私人证券诉讼改革法案（本文统称为“前瞻性陈述”）。
前瞻性陈述不是事实，而只是预测，通常可以通过使用包含诸如“可能”、“将”、“可以”、“可以”、“将”、“应”、“相信”、“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”、“预见”、“潜在”、“使能”、“继续”或其他类似术语的陈述来识别。
特别是，这份MD & A包含有关以下方面的前瞻性陈述，其中包括：
•公司的战略目标以及公司战略的执行将为股东实现价值；
•我们的资本配置和融资策略；
•我们的2026年展望；
•我们的财务和运营表现，包括我们的对冲头寸；
•我们现有资产的优化和多样化；
•我国船队日益收缩的性质；
•关于增长和扩张战略的预期；
•执行一份数据中心谅解备忘录及其对Keephills场地分阶段开发的框架，包括与我们的交易对手就第1阶段执行具有约束力的最终协议，评估额外开发阶段的机会，以及此类额外开发阶段总计达到1GW负荷的潜力；
•计划项目的预期成本和时间表，包括Centralia煤改气项目；
•预期的监管过程和结果，包括有关Centralia 2号机组的美国能源部命令；
•发电行业及电力的供应和需求；
•我们的CEO和CFO继任计划；
•我们业务的周期性；
•法律诉讼的预期结果；
•未来税务和会计变更的预期影响；以及
•预期的行业、市场和经济状况。

本MD & A中包含的前瞻性陈述基于许多假设，包括但不限于以下假设：
•适用的法律法规没有重大变化，包括碳定价、可再生能源激励措施、特许权使用费率和气候相关法规；
•在获得所需的监管和其他第三方批准方面没有意外延误；
•对投资和信贷市场没有重大不利影响；
•电价和套期保值假设无明显变化；
•天然气商品价格假设和运输成本无重大变化；
•利率或外汇汇率无显著变化；
•发电量需求、增长情况无明显变化；
•我们设施的完整性和可靠性没有明显变化；
•公司债项、信用等级无重大变化；
•经济和市场状况没有不可预见的变化；
•在正常经营过程之外未发生重大事项；
•公司在合理条件下及时开发、获取或实施高效、有效运营公司资产并实现未来预期成果所必需的技术的能力无重大变化；
•无重大供应链中断或原材料或熟练劳动力短缺；
•公司以合理条款进入资本市场的能力没有重大变化；和
•加拿大、美国或其他国家的国际贸易法律、法规、协定、条约、税收、关税、关税或政策无重大变化。
这些假设是基于TransAlta目前可获得的信息，包括从第三方来源获得的信息。实际结果可能与这些假设预测的结果大不相同。
可能对本MD & A中包含的前瞻性陈述明示或暗示的内容产生不利影响的因素包括但不限于：
•电价波动；
•电力供需变化；
•我们将发电量承包给将提供预期回报的价格的能力；
•我们在合同到期时更换合同的能力；
•与开发项目和收购相关的风险；
•我们有能力及时以合理的条件开发、获取或实施必要的技术，以高效和有效地运营我们的资产并实现预期的未来结果；
M2
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2025年年度报告
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•任何困难在未来以合理条件筹集所需资金；
•关于随着时间推移可能无法充分利用的天然气运输能力的长期承诺；
•立法、监管和政治环境的变化，包括加拿大、美国和澳大利亚的碳定价、可再生能源政策和排放法规的变化；
•环境要求和这些要求的变化，或根据这些要求承担的责任；
•涉及我们设施的运营风险，包括计划外停电和设备故障；
•输配电中断；
•电网可靠性；
•减产；
•资产减值和/或减记；
•对我们的信息技术系统和内部控制系统的不利影响，包括网络安全威胁增加；
•商品风险管理和能源交易风险；
•劳动力供应减少、继续为我们的运营和设施配备人员的能力以及其他劳资关系事项；
•我们的供应链中断；
•天气状况及其对发电量和需求的影响；
•气候变化相关风险，包括极端天气事件的频率和严重性增加；
•降低我们发电机组的相对效率或容量因素；
•一般经济风险，包括权益市场恶化、利率上升、外汇汇率变动或通胀上升；
•一般国内和国际经济和政治发展，包括潜在的贸易关税；
•行业风险和竞争，包括来自影响电力的需求、产生、分配或储存的新兴技术；
•交易对手信用风险；
•保险范围不足或无法获得；
•公司所得税增加及任何重新评估的风险；
•涉及公司的法律、监管和合同纠纷和诉讼；
•声誉和利益相关者相关风险；以及
•对关键人员的依赖。
除其他外，上述风险因素在本MD & A的“风险管理”部分中有更详细的描述。
敦促读者在评估前瞻性陈述时仔细考虑这些因素，这些陈述仅反映了公司截至本MD & A日期的预期，并告诫不要过分依赖这些因素。本文件中包含的前瞻性陈述仅在发布之日作出，我们不承诺公开更新这些前瞻性陈述以反映新信息、未来事件或其他情况，除非适用法律要求。本文件所载财务展望的目的是向读者提供有关管理层当前预期和计划的信息，请读者注意，这些信息可能不适合用于其他目的。鉴于这些风险、不确定性和假设，前瞻性陈述可能会发生在与我们描述的不同程度或不同的时间，或者可能根本不会发生。我们不能保证预期的结果或事件将会实现。

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M3
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业务说明
TransAlta Corporation是加拿大最大的公开交易发电商之一，在加拿大、美国（U.S.）和西澳大利亚拥有并运营着一支多元化的发电商。我们的投资组合包括水电、风能、太阳能、电池存储和热能发电，辅之以我们的资产优化和能源营销能力。作为加拿大最大的风力和热力发电生产商之一以及艾伯塔省最大的水力发电生产商，TransAlta仍然致力于多样化的发电组合。凭借以高质量投资组合为基础的强劲现金流，TransAlta努力在不断变化的能源环境中提供可持续的长期股东价值。
资产组合
我们的资产组合在地域上是多元化的，业务遍及我们的核心市场。
我们的水电、风能和太阳能、天然气和能源转型部门负责运营和维护我们的发电设施。我们的能源营销部门负责营销和调度我们在北美（不包括艾伯塔省）的商业资产车队以及天然气的采购、运输和储存，提供知识以支持我们的增长团队，以及
通过领先的北美能源营销和交易平台产生独立的毛利率，与我们的资产业务分开。
我们的多元化投资组合既包括优质合约资产，也包括商户资产。我们的合同资产提供了稳定的长期现金流和收益，平衡了我们的商船队。我们的商户资产包括我们独特的水电商户投资组合以及商户传统热力投资组合和风能资产。我们的商户敞口主要在艾伯塔省，我们58%的运力位于那里，艾伯塔省77%的运力可用于参与商户市场。
在艾伯塔省，该公司通过执行包括大量商业和工业客户基础的对冲策略来管理其商户风险敞口，并辅以金融对冲。我们在艾伯塔省的很大一部分热力和水力发电产能可能会被对冲，以提供更大的现金流确定性，同时也可以通过优化我们的商户发电组合来获取上行空间。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“2026年展望”部分和“艾伯塔省投资组合的优化”部分。

M4
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下表提供了截至2025年12月31日我们在运营所在地区按分部划分的综合所有权：
截至2025年12月31日
水电 风能和太阳能 气体
能源转型(2)
合计
艾伯塔省
总装机容量（MW）(1)
834 764 3,650 — 5,248
设施数量
17 14 15 — 46
加权平均合同年限（年）
— 16 8 — 10
合同容量（MW）
— 336 887 — 1,223
合同运力占总运力的百分比（%）
— 44 24 — 23
加拿大，不包括艾伯塔省
总装机容量（MW）(1)
88 751 705 — 1,544
设施数量
7 9 4 — 20
加权平均合同年限（年）
14 8 6 — 7
合同容量（MW）
88 751 705 — 1,544
合同运力占总运力的百分比（%）
100 100 100 — 100
美国
总装机容量（MW）(1)
— 1,024 29 671 1,724
设施数量
— 10 1 2 13
加权平均合同年限（年）
— 12 — — 9
合同容量（MW）
— 1,024 29 301 1,354
合同运力占总运力的百分比（%）
— 100 100 45 79
西澳大利亚州
总装机容量（MW）(1)
— 48 450 — 498
设施数量
— 3 6 — 9
加权平均合同年限（年）
— 13 13 — 13
合同容量（MW）
— 48 450 — 498
合同运力占总运力的百分比（%）
— 100 100 — 100
合计
总装机容量（MW）(1)
922  2,587  4,834  671  9,014 
设施数量
24  36  26  2  88 
加权平均合同年限（年）
14  11  8  —  9 
合同容量（MW）
88  2,159  2,071  301  4,619 
合同运力占总运力的百分比（%）(3)
10  83  43  45  51 
(1)合并报告的总装机容量基于在设施中持有的相应权益。详见2025年年度报告“厂房概要”部分。
(2)包括Centralia煤炭设施和Skookumchuck水电设施。
(3)我们总装机容量的大约51%与信誉良好的交易对手签订了合同。

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M5
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亮点
截至2025年12月31日止年度，公司表现出强劲的经营业绩。阿尔伯塔省较低的电力定价、市场波动减弱和风资源减少影响了公司的业绩同比，调整后的EBITDA低于管理层预期范围的下限。自由现金流虽然同比下降，但略高于公司2025年的中点
展望，主要由于较低的当期税项开支和支付给非控股权益的分派减少。该公司通过以明显高于现货市场的价格结算更多的对冲交易，部分缓解了阿尔伯塔省电力定价下降的影响，并且还受益于2024年底收购的Heartland资产的整合。
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
（单位：百万加元，除非另有说明） 2025 2024 2025 2024
运营信息(1)
可用性（%） 90.1  87.8 92.3  91.2
产量（GWh） 6,725  6,199 24,521  22,811
选择财务信息(1)
收入 599  678 2,405  2,845
经调整EBITDA(2)
247  282 1,104  1,255
调整后的所得税前利润(2)
14  38 181  396
（亏损）所得税前利润
(42) (51) (141) 319
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益(2)
(19) 3 57  236
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(62) (65) (190) 177
现金流(1)
经营活动现金流 231  215 646  796
运营资金(2)
162  135 749  816
自由现金流(2)
93  46 514  575
每股(1)
已发行普通股加权平均数
297  298 297  302
调整后每股普通股股东应占净（亏损）收益(2)(3)
(0.06) 0.01 0.19  0.78
归属于普通股股东的每股净（亏损）收益，基本和稀释
(0.21) (0.22) (0.64) 0.59
每股普通股宣布的股息 0.13  0.13 0.26  0.24
每股优先股宣派股息 0.68  0.69 1.36  1.36
每股经营活动产生的现金流(4)
0.78  0.72 2.18  2.64
每股运营资金(2)(3)
0.55  0.45 2.52  2.70
每股自由现金流(2)(3)
0.31  0.15 1.73  1.90
(1)2024年12月4日，公司完成了对Heartland Generation的收购，总装机容量增加了1,747兆瓦，不包括Poplar Hill和Rainbow Lake设施（统称为所需剥离）。请参阅本MD & A的“重大及后续事件”部分。根据与加拿大竞争事务专员签订的同意协议，国际财务报告准则财务报表包括截至处置之日所需剥离的结果。我们的非国际财务报告准则措施和运营关键绩效指标不包括所需资产剥离的结果。
(2)这些是非国际财务报告准则的计量和比率，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD & A的“分部财务业绩和经营成果”部分。此外，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分，了解有关这些非国际财务报告准则措施和比率的更多信息，包括（如适用）与根据国际财务报告准则计算的措施的对账。
(3)调整后的每股普通股股东应占净（亏损）收益、每股运营资金（FFO）和每股自由现金流（FCF）均使用该期间已发行普通股的加权平均数计算。有关这些非国际财务报告准则措施和比率的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(4)表示补充财务计量，计算方法为当期经营活动产生的现金流量除以当期已发行普通股的加权平均数。
M6
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（单位：百万加元，除非另有说明）
截至12月31日
2025 2024
流动性和资本资源
可用流动性(1)
1,500  1,616
调整后净债务与调整后EBITDA（倍）(2)(3)
4.0  3.6
合并净债务总额(2)(4)
3,725  3,798
资产负债
总资产 8,661  9,499
长期负债合计(5)
5,366  5,087
负债总额
7,196  7,656
(1)可用流动资金是一种补充财务计量，计算方法为承诺信贷和定期融资以及现金和现金等价物项下的总可用容量减去银行透支和非承诺需求融资项下提取的金额之和。
(2)这些是非国际财务报告准则的计量和比率，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD & A的“分部财务业绩和经营成果”部分。此外，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分，了解有关这些非国际财务报告准则措施和比率的更多信息，包括（如适用）与根据国际财务报告准则计算的措施的对账。
(3)最直接可比的国际财务报告准则调整后净债务与调整后EBITDA的比率（倍）计算为信贷额度、长期债务和租赁负债35.93亿美元（2024年12月31日— 38.08亿美元）除以过去四个季度的所得税前亏损1.41亿美元（2024年12月31日—所得税前利润3.19亿美元），等于（25）倍（2024年12月31日— 12倍）。有关计算的详细信息，请参阅本MD & A的“关键非国际财务报告准则财务比率”部分。
(4)与综合净债务总额最直接可比的国际财务报告准则衡量指标是总信贷额度、长期债务和租赁负债，相当于35.93亿美元（2024年12月31日— 38.08亿美元）。有关总合并净债务构成的更多详细信息，请参阅本MD & A“财务状况”部分的表格。
(5)长期负债总额等于国际财务报告准则下合并财务状况表中的非流动负债总额。
重大及后续事件
Keephills站点数据中心开发谅解备忘录签署
2026年2月26日，公司与Canada Pension Plan Investments和Brookfield签订谅解备忘录（MOU），以推进艾伯塔省的数据中心开发，TransAlta是该地区的独家站点和电力供应商。谅解备忘录为公司在帕克兰县的Keephills场地建立了分阶段开发的框架，包括约230兆瓦的初步长期电力购买协议和评估总计高达1吉瓦负荷的额外开发。开发取决于监管机构的批准和各方达成最终协议。
宣布增加普通股股息
该公司董事会已批准将普通股股息年化增加0.02美元（8%），并于2026年2月25日宣布将每股普通股股息增加0.07美元，于2026年7月1日支付给在2026年6月1日营业结束时登记在册的股东。季度股息为每股普通股0.07美元
表示每股普通股的年化股息为0.28美元。
收购Far North
2026年2月2日，公司完成了对Far North Power Corporation（Far North）的收购，从Hut 8 Corporation的关联公司以9500万美元的收购价格完成，但可能会受到营运资金和其他调整的影响。交易的净现金支付通过手头现金和TransAlta信贷额度下的借款相结合的方式提供资金。
该交易在我们的核心市场安大略省的四个天然气燃烧设施中增加了310兆瓦的容量，使公司在该省的总装机容量增加到1,384兆瓦。
4亿美元优先票据发行及提前赎回7.8%优先票据
2025年12月22日，公司发行4亿美元优先票据，固定票面年利率为5.9%，于2034年2月1日到期。票据是无抵押的，与所有现有和未来的优先债务和优先受偿权具有同等受偿权

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M7
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到所有未来的次级债务。这些票据以票面价值的99.4%发行，所得款项净额为5.41亿美元（3.93亿美元），可在三年内赎回。票据的利息每半年支付一次，分别于2月1日和8月1日支付，第一次支付定于2026年8月1日。
此次发行所得款项用于在2029年11月15日的预定到期日之前以5.73亿美元（合4.16亿美元）的总赎回价赎回公司所有未偿还的7.8% 4亿美元优先票据。
Sheerness 1号机组封存
2025年12月18日，公司向艾伯塔省电力系统运营商（AESO）提供通知，Sheerness 1号机组将于2026年4月1日起封存，为期最长两年。当市场基本面改善或获得收缩机会时，公司保持让封存机组恢复服务的灵活性。该机组将在2026年第一季度之前保持可用并全面运行，Sheerness 2号机组将继续全面服役。
Centralia 2号机组被授权继续可用
2025年12月16日，公司收到美国能源部的订单（该订单），要求我们的700兆瓦Centralia 2号机组设施在被要求运行90天的情况下保持可用状态，直至2026年3月16日。该公司目前遵守该命令，并继续与州和联邦政府就此开展合作。
Centralia收费协议签署
2025年12月9日，公司宣布与Puget Sound Energy签订长期收费协议（Tolling Agreement），将我们700兆瓦的Centralia 2号机组设施从煤炭转换为天然气。此次转换延长了设施的运行寿命，将利用现有的涡轮机、输电和基础设施，同时还能降低排放。
收费协议为该设施提供到2044年的固定价格容量付款。煤改气项目预计将需要约6亿美元的资金，一旦投入使用，将在收费协议的有效期内产生合同现金流。在获得必要的监管批准后，该公司预计将在2027年初宣布该项目的最终投资决定。许可工作将持续到2026年，随后将在2027 – 2028年进行建设，预计将于2028年底开始转换天然气燃烧作业。
首席执行官继任
2025年11月6日，公司宣布TransAlta总裁兼首席执行官兼董事John Kousinioris计划于2026年4月30日退休。在发布此公告的同时，董事会任命TransAlta财务执行副总裁兼首席财务官 Joel Hunter接替Kousinioris先生担任总裁兼首席执行官，并被提名加入董事会，自2026年4月30日起生效。Kousinioris先生已同意担任Hunter先生和董事会的战略顾问，任期为退休后六个月。该公司的首席财务官继任者将在未来几个月内公布。
需求传输服务合同
2025年10月3日，公司与AESO订立230兆瓦需求传输服务合同，代表通过AESO数据中心大负载集成计划第一阶段授予公司的全部分配。
完成所需的资产剥离
2025年8月1日，公司完成出售48兆瓦Poplar Hill设施的100%权益，随后于2025年10月2日完成出售97兆瓦Rainbow Lake设施的50%权益。这两项资产剥离都是与联邦竞争局签订的同意协议所要求的，这是其对公司收购Heartland Generation的监管批准的一部分。Energy Capital Partners收到出售这两个设施的收益，扣除某些调整。
信贷便利延期
2025年7月16日，该公司通过与贷款银团执行协议，将其总额为21亿美元的承诺信贷额度延长一年，从而加强了其流动性状况。修订后的协议将银团融资规模从19.5亿美元降至19.0亿美元，并将到期日延长至2029年6月30日。2.4亿美元的双边信贷额度延长一年至2027年6月30日。修订后的协议增强了财务灵活性，这是一项战略优先事项。
重新调整安大略省风力设施
在2025年第二季度，该公司通过安大略省独立电力系统运营商五年期中期2能源合同（MT2e）成功地重新承包了其Melancthon 1、Melancthon 2和Wolfe岛风能设施。MT2e将取代目前的三风能源合同
M8
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2025年年度报告
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设施到期，将Melancthon 1的合同日期延长至2031年4月30日，Melancthon 2和Wolfe Island的合同日期延长至2034年4月30日。
优先票据发行
2025年3月24日，公司发行了4.5亿美元的优先票据，固定年票息为5.625%，于2032年3月24日到期。这些票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务具有同等的受偿权，并且对所有未来的次级债务具有优先受偿权。票据的利息每半年支付一次，分别于3月24日和9月24日支付，第一次支付于2025年9月24日。
2025年3月25日，公司用优先票据发行所得款项提前偿还了预定到期日2025年9月7日的4亿美元浮动利率定期贷款融资。
新星清洁能源有限责任公司
2025年第一季度，公司对可再生能源项目开发商Nova Clean Energy，LLC（Nova）进行了战略投资。这笔投资包括一笔7500万美元的定期贷款和1亿美元的循环贷款。截至2025年12月31日，Nova根据信贷安排提取1.06亿美元。定期贷款和循环贷款项下的未偿还本金按每年7%计息，利息每季度到期。定期贷款的条款和循环
设施分别为六年和五年，除非加速。定期贷款可随时在到期前转换为少数股权，由公司选择，转换时任何剩余未使用的定期贷款承诺将被终止。这笔投资为公司提供了购买Nova在美国西部后期开发项目的独家权利。
正常课程发行人投标（NCIB）
2025年5月27日，公司宣布已收到多伦多证券交易所的批准，可在自2025年5月31日开始的12个月期间回购最多1400万股普通股，并将于2026年5月30日终止。
截至2025年12月31日止年度，该公司购买并注销了总计193.28万股普通股，平均价格为每股普通股12.42美元，包括税收在内的总成本为2400万美元。
Sundance 6的封存
2025年4月1日，公司根据市场情况封存了Sundance 6号机组设施，为期最长两年。当市场基本面改善或获得收缩机会时，TransAlta保持将封存的装置恢复服务的灵活性。
经营和财务业绩
经营业绩
可用性
下表提供了按细分市场划分的可用性（%）：
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
水电 94.4  85.8 92.0  90.7
风能和太阳能 94.6  92.2 94.4  93.4
气体 85.9  84.1 91.8  92.2
能源转型
92.5  91.7 88.5  80.0
可用性（%） 90.1  87.8 92.3  91.2
可用性是该公司的一项重要衡量标准，因为它代表了一个设施可用于生产电力的时间百分比，并且是车队整体表现的一个指标。
可用性受到计划内和计划外中断的影响，并降低。该公司安排计划中的停运，以便在选定的时间对设施进行维护、维修或改进，以最大限度地减少运营影响。在高价格环境下，可能会调整停运时间表，以加速机组恢复服务。

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截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的可用率为90.1%，而2024年同期为87.8%，这主要是由于：
•降低水电、天然气和能源转型部分的计划维护中断；和
•降低风能和太阳能部分的计划外维护中断。
截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的可用率为92.3%，而2024年为91.2%。与上一年相比，可用性增加的主要原因是：
•降低能源转型部分Centralia设施的计划内和计划外停电；
•在2024年上半年实现商业运营并在2025年以更高可用性运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的影响；以及
•Hydro部分计划内和计划外维护中断次数减少；部分被
•天然气部分的非计划停电和降额更高。

产量和长期平均发电量
下表提供了我们每个分部的综合基础上的产量和长期平均发电量（LTA发电量）：
2025 2024
截至12月31日的3个月
实际产量（GWh） LTA发电量（GWh） 产量占LTA的百分比 实际产量（GWh） LTA发电量（GWh） 产量占LTA的百分比
水电 336  447  75 % 452 447 101 %
风能和太阳能
2,008  2,175  92 % 1,831 2,175 84 %
气体
3,499  2,875
能源转型 882  1,041
合计 6,725  6,199

2025 2024
截至12月31日止年度
实际
生产
（GWh）
长期协议
代
（GWh）
生产
占比%
长期协议
实际
生产
（GWh）
长期协议
代
（GWh）
生产
占比%
长期协议
水电 1,914  2,015  95 % 1,723 2,015 86 %
风能和太阳能(1)
6,454  7,457  87 % 5,949 6,876 87 %
气体
13,003  12,317
能源转型 3,150  2,822
合计 24,521  22,811
(1)由于新的风力设施，包括2024年上半年投入使用的White Rock和Horizon Hill风力设施，风能和太阳能的LTA发电量增加。
除了可用性之外，该公司还使用LTA发电量作为其可再生设施的另一个绩效指标，据此将实际生产水平与预期的长期平均生产水平进行比较。从短期来看，对于水力发电和风光发电的每一段，情况将在一个时期与下一个时期有所不同。在更长的持续时间内，预计设施的产量将符合其长期平均水平，这被广泛认为是可靠的绩效指标。
LTA发电量是根据通常超过25年的历史资源数据从我们的模拟模型预测的年均能源产量按年计算得出的。
天然气和能源转型的长期协议生成不适用，因为这些设施是可调度的，其生产在很大程度上取决于市场状况和商家需求。

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截至2025年12月31日止三个月
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的总产量增加了526 GWh，即8%，主要原因是：
•增加2024年12月收购的Heartland天然气设施的产量；
•Sarnia天然气设施的产量增加，因为与2024年同期相比，可用性更高，当时该设施在本季度的一部分时间内经历了计划中的停电；和
•加拿大和美国更高的可用性和风力资源部分抵消了
•由于市场价格较低，艾伯塔省在天然气部分的调度优化较高；
•由于市场价格下降和节约用水，水电部门的产量下降；和
•Centralia产量下降，因哥伦比亚中部价格下降。
截至2025年12月31日止年度
与2024年相比，2025年的总产量增加了1,710 GWh，即7%，这主要是由于：
•增加2024年12月收购的Heartland天然气设施的产量；
•2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的生产影响；
•与2024年相比，Sarnia天然气设施的产量更高，当时该设施在第四季度的部分时间经历了计划中的停电；
•Centralia的可用性得到改善；
•由于更高的水储量和优化供水，水电部门的产量更高；和
•加拿大东部风力资源较高；部分被
•由于市场价格较低，艾伯塔省在天然气部分的调度优化较高。
市场定价
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
艾伯塔省现货电价（美元/兆瓦时）
43  52 44  63
哥伦比亚中部现货电价（美元/兆瓦时）
38  41 42  56
安大略现货电价(1)（美元/兆瓦时）
78  34 60  32
天然气价格（AECO）每GJ（$）
2.15  1.42 1.61  1.29
(1)截至2025年4月底的安大略省现货电力价格基于每小时安大略能源价格（HOEP）。从2025年5月1日开始，价格基于前一天结算的每小时安大略省区域能源价格。
在截至2025年12月31日的三个月和一年中，与2024年同期相比，阿尔伯塔省的现货电价分别低了17%和30%，原因是天气普遍较为温和，以及新的可再生能源和燃气设施的供应增加。
截至2025年12月31日的三个月和一年，由于天气转暖的影响，太平洋西北部哥伦比亚中部的现货电价与2024年同期相比分别低了7%和25%。
与截至2024年12月31日的三个月和一年相比，安大略省现货电力价格平均更高，原因是2025年发生了核翻新和天然气价格上涨。
截至2025年12月31日的三个月和一年中，AECO天然气价格与2024年同期相比分别高出51%和25%，这主要是由于阿尔伯塔省和整个北美的天然气产量和储存量减少，以及需求增加。

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合并信息的财务业绩审查
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
收入 599  678 2,405  2,845
燃料和购买的电力 (258) (249) (935) (939)
碳履约成本
(40) (39) (50) (112)
运营、维护和管理 (186) (234) (711) (655)
折旧及摊销 (148) (143) (579) (531)
资产减值转回（费用）
68  (20) 13  (46)
利息支出
(81) (92) (347) (324)
（亏损）所得税前利润
(42) (51) (141) 319
所得税回收（费用）
2  8 (17) (80)
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(62) (65) (190) 177
归属于非控股权益的净（亏损）收益
(4) (4) (20) 10
截至2025年12月31日止三个月
收入 截至2025年12月31日的三个月，与2024年同期相比，减少了7900万美元，即12%，主要原因是：
•艾伯塔省市场现货电价下调；
•艾伯塔省较低的电价推动了天然气部门更高的调度优化；
•与风能和太阳能部门俄克拉荷马州设施相关的长期风能销售的未实现按市值计价损失较高；
•由于哥伦比亚中部价格下降、产量减少以及有利的对冲头寸结算数量减少，能源转型部门的收入下降；
•天然气部门结算交易的已实现按市值计价收益较低；部分被
•在天然气部分增加Heartland设施；
•由于远期价格的有利变化，降低了天然气部门的未实现按市值计价损失；
•萨尼亚天然气设施本期收入增加，因为该设施在2024年本季度的部分时间经历了计划中的停电；
•由于北美电力和天然气市场的远期头寸更加有利，能源营销部门的未实现按市值计价损失减少；以及
•由于艾伯塔省和美国的风力资源增加，风能和太阳能部门的收入增加。
燃料和购买的电力成本截至2025年12月31日的三个月，与2024年同期相比，增加了900万美元，即4%，主要原因是：
•2024年第四季度增加Heartland设施对整个季度的影响；
•天然气价格上涨；以及
•萨尼亚天然气设施的产量增加，因为该设施在2024年该季度的部分时间内经历了计划中的停电；部分被
•由于回购电力导致的哥伦比亚中部价格下降以及能源转型部分的产量下降，导致购买的电力成本下降。
碳履约成本截至2025年12月31日止三个月与2024年同期相当，主要是由于：
•2024年第四季度增加Heartland设施对整个季度的影响；
•萨尼亚天然气设施本期产量增加，因为该设施在2024年该季度的部分时间经历了计划中的停电；和
•碳价从每吨80美元提高到95美元；部分抵消
•碳排放较低的热电联产设施的更高产量对碳达标成本产生有利影响。
OM & A费用截至2025年12月31日的三个月，与2024年同期相比，减少了4800万美元，即21%，主要原因是：
•与2024年同期相比，本期没有确认任何处罚，当时公司确认了艾伯塔省市场监督管理局对2021年和2022年期间提供的与Brazeau水电辅助服务有关的自我报告违规行为评估的处罚；
•降低与收购相关的交易和重组成本；
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•与规划、设计和实施升级我们的企业资源规划（ERP）系统相关的支出减少；以及
•较低的激励成本；部分被
•2024年第四季度增加Heartland设施和相关企业成本对整个季度的影响。
折旧及摊销截至2025年12月31日的三个月，与2024年同期相比增加了500万美元，即3%，这主要是由于2024年第四季度增加了Heartland设施对整个季度的影响。
资产减值转回截至2025年12月31日止三个月，2024年同期资产减值费用增加8800万美元，主要原因是：
•由能源转型部分的估计现金流、现金流的时间安排和贴现率的修正驱动的退役和恢复准备金的变化；和
•降低与不再进行的开发项目相关的减值费用。
利息支出截至2025年12月31日止三个月 与2024年相比，减少了1100万美元，即12%，主要原因是：
•由于2024年融资成本摊销完成，可交换债券利息降低；以及
•提前赎回4亿美元优先票据净收益；部分被
•由于增加了Heartland定期贷款，导致债务利息增加。
所得税前亏损截至2025年12月31日的三个月，总额为4200万美元，与2024年同期相比减少了900万美元，即18%，原因是：
•上述项目；部分由
•提前赎回4亿美元优先票据实现汇兑损失；以及
•由于不利的外汇汇率变化，降低未实现的外汇收益。
所得税回收由于所得税前亏损减少，截至2025年12月31日的三个月与2024年同期相比减少了600万美元，即75%。
归属于普通股股东的净亏损 由于上述项目，截至2025年12月31日的三个月与2024年同期相比增加了300万美元，即5%。
截至2025年12月31日止年度
收入 总额为24.05亿美元，比2024年减少4.4亿美元，即15%，主要原因是：
•降低艾伯塔省和哥伦比亚中部的电价；
•艾伯塔省较低的电价推动了天然气部门更高的调度优化；
•风能和太阳能、天然气和能源转型部门的未实现按市值计价损失增加，主要与远期价格的不利变化有关；和
•能源营销、天然气和能源转型部门的结算交易的已实现按市值计价收益较低；部分被
•2024年第四季度增加Heartland设施对全年的影响；
•本期萨尼亚天然气设施的收入增加，因为该设施在2024年第四季度的部分时间经历了计划中的停电；和
•来自于2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的影响。
燃料和购买的电力成本总额为9.35亿美元，与2024年相当，主要原因是：
•由于能源转型部分的可用性提高，购买的电力成本降低；部分被
•2024年第四季度增加Heartland设施对全年的影响；
•天然气价格上涨；
•由于更高的可用性，能源转型部分的产量更高；和
•与2024年同期相比，2025年第四季度萨尼亚天然气设施的产量有所增加，当时该设施在2024年第四季度的部分时间经历了计划中的停电。
碳履约成本总额为5000万美元，与2024年相比减少了6200万美元，即55%，主要原因是：
•与2024年同期相比，本期更多地利用内部产生和外部购买的排放信用额度来清偿我们的部分GHG义务和因收购Heartland而承担的部分2024年GHG义务；和
•由于碳排放较低的热电联产设施的产量增加，对碳达标成本产生了有利影响；部分被
•2024年第四季度收购的Heartland设施增加的碳合规成本；以及

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M13
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•将碳价格从2024年的每吨80美元提高到2025年的每吨95美元。
OM & A费用总额为7.11亿美元，与2024年相比增加了5600万美元，即9%，主要原因是：
•2024年第四季度增加Heartland设施的全年影响以及相关企业成本；
•增加支出以支持战略和增长举措；
•与规划、设计和实施ERP系统升级相关的支出增加；以及
•来自于2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的全年影响；部分被
•与2024年相比，2025年没有确认处罚，当时公司确认了艾伯塔省市场监督管理局对Brazeau自我报告的与2021年和2022年期间提供的水电辅助服务有关的违规行为评估的处罚；和
•降低与收购相关的交易和重组成本。
折旧及摊销总额为5.79亿美元，与2024年相比增加了4800万美元，即9%，主要原因是：
•2024年第四季度增加Heartland设施对全年的影响；以及
•来自于2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的全年影响；部分被
•对2024年第四季度某些燃气设施使用寿命的修订。
资产减值转回总额为1300万美元，与2024年同期的资产减值费用相比增加了5900万美元，主要原因是：
•由于对估计现金流量、现金流量时间和贴现率的修正以及与能源转型部分发电设备相关的更高减值转回，导致退役和恢复拨备发生变化；部分被
•对先前分类为持有待售资产的所需剥离资产计提减值费用；以及
•由于预期产量和价格假设的变化，与某些风能和太阳能设施相关的减值费用（扣除减值转回）。
利息支出 总额为3.47亿美元，与2024年相比增加了2300万美元，即7%，主要原因是：
•增加Heartland定期贷款导致债务利息增加；
•由于建筑活动低于2024年同期，2025年期间没有资本化利息；部分被
•由于2025年以较低利率对优先票据进行再融资，债务利息降低；
•由于2024年融资成本摊销完成，可交换债券利息降低；以及
•提前赎回4亿美元优先票据净收益。
所得税前亏损总额为1.41亿美元，比2024年同期的所得税前利润3.19亿美元增加4.6亿美元，即144%，主要原因是：
•上述项目；
•提前赎回4亿美元优先票据实现汇兑损失；以及
•由于外汇汇率的不利变化，未实现外汇损失增加。
所得税费用总额为1700万美元，与2024年相比减少了6300万美元，即79%，原因是所得税前亏损增加，部分被美国业务估值备抵增加所抵消。
归属于非控股权益的净亏损 总额为2000万美元，比2024年同期的1000万美元净收益增加了3000万美元，这主要是由于艾伯塔省市场较低的商家定价导致TA Cogen的净收益下降。
有关更多信息，请参阅“分部财务业绩和经营业绩”部分。
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经调整EBITDA
截至2025年12月31日止三个月，公司调整后EBITDA为2.47亿美元，而2024年同期为2.82亿美元，减少了3500万美元，降幅为12%。
影响截至2025年12月31日止三个月经调整EBITDA的主要因素汇总于下表：
3个月
截至12月31日
经调整EBITDA(1)截至2024年12月31日止三个月(2)
282
水电：由于艾伯塔省市场现货和辅助服务电力价格下降，以及由于市场价格下降和节约用水，艾伯塔省的商户数减少，价格走低。
(18)
风能和太阳能：由于加拿大和美国更高的风资源和可用性，以及向第三方销售排放信用额度增加推动的环境和税收属性收入增加，导致更高。
7
气体：较低主要是由于市场价格下降推动的调度优化增加、艾伯塔省市场现货电价下降、与2024年同期相比对冲电价下降以及碳价格上涨，但部分被增加Heartland设施的积极贡献所抵消、Sarnia天然气设施的产量增加是由于与2024年同期相比可用性更高，当时该设施在本季度的一部分时间内经历了计划中的停电，以及有利的对冲头寸结算，这对艾伯塔省的结算现货价格产生了积极贡献。
(20)
能源转型：走低主要是由于哥伦比亚中部电力价格下降，部分被购买的电力成本下降所抵消，原因是在停电期间履行合同义务的回购减少，以及有利的对冲头寸结算，这对结算的现货价格产生了积极贡献。
(10)
能源营销：走低主要是由于北美天然气和电力市场的市场波动相对较低以及实现的收益较低。
(5)
企业：较高主要是由于激励成本降低，部分被与Heartland相关的公司成本增加所抵消。
11
经调整EBITDA(1)截至2025年12月31日止三个月
247 
(1)调整后EBITDA是一种非国际财务报告准则的衡量标准。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是截至2025年12月31日止三个月的所得税前亏损为4200万美元（截至2024年12月31日止三个月为5100万美元）。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则措施在合并基础上按分部的调节”部分。
(2)在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。














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截至2025年12月31日止年度，公司调整后EBITDA为11.04亿美元，与2024年的12.55亿美元相比，减少了1.51亿美元，即12%。
影响截至2025年12月31日止年度经调整EBITDA的主要因素汇总于下表：
年终
12月31日
经调整EBITDA(1)截至2024年12月31日止年度(2)
1,255 
水电： 较低的主要原因是艾伯塔省市场较低的现货和辅助服务电力价格，但部分被较高的商家量和合同量所抵消，结算的有利对冲头寸数量增加（这对艾伯塔省的结算现货价格产生了积极贡献），与偿还前期发生的成本相关的受监管输电收入增加，以及为履行我们的2024年GHG义务而向天然气部门增加排放信用的公司间销售导致环境和税收属性收入增加。
(31)
风能和太阳能：较高主要是由于White Rock和Horizon Hill风力设施的影响带来的积极贡献，这些设施于2024年上半年实现商业运营；环境和税收属性收入增加，原因是向第三方的排放信用销售增加以及向天然气部门的公司间销售增加；以及由于整个船队的可用性增加以及加拿大东部和美国的风资源增加，导致产量增加；部分被阿尔伯塔省现货电价下降、阿尔伯塔省风力资源减少以及各种风力设施确认的违约金减少所抵消。
22
气体：较低主要是由于较低的市场价格、艾伯塔省市场较低的现货电价、较2024年同期较低的对冲电价、较高的天然气价格和碳价格的上涨推动了更高的调度优化，部分被增加Heartland设施的积极贡献所抵消，有利的对冲头寸结算（这对艾伯塔省结算的现货价格产生了积极贡献，并通过使用内部产生和外部购买的排放信用额度来结算我们在Heartland收购中承担的部分GHG义务和部分2024年GHG义务，从而降低了碳合规成本）以及碳排放量较低的热电联产设施的产量增加。
(86)
能源转型：较高的主要原因是更高的可用性和有利的对冲头寸结算推动的购买电力成本下降，这对结算的现货价格产生了积极贡献，部分被较低的收入所抵消，原因是中美洲哥伦比亚价格下降以及与社区基金支出相关的更高的OM & A。
11
能源营销：走低主要是由于北美天然气和电力市场的市场波动相对较低，以及与2024年相比，2025年实现的收益较低。
(61)
企业：较低主要是由于支持战略和增长举措的支出增加以及与Heartland相关的企业成本增加，部分被成本节约举措所抵消。
(6)
经调整EBITDA(1)截至2025年12月31日止年度
1,104 
(1)调整后EBITDA是一种非国际财务报告准则的衡量标准。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是截至2025年12月31日止年度的所得税前亏损1.41亿美元（截至2024年12月31日止年度的所得税前利润为3.19亿美元）。请参阅本MD & A的“按分部在合并基础上调节非国际财务报告准则措施”部分。
(2)在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

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自由现金流
截至2025年12月31日止三个月，与2024年同期相比，该公司的自由现金流（FCF）增加了4700万美元，即102%。
截至2025年12月31日止三个月影响FCF的主要因素汇总如下表：
截至12月31日的3个月
FCF(1)截至2024年12月31日止三个月。
46
调低调整后EBITDA(2)由于上述项目。
(35)
较高的当期所得税回收是由于2025年较高的所得税前亏损。
28
较低的持续资本支出(3)由于我们加拿大天然气设施的主要维护较低，以及由于支出时间安排，我们在艾伯塔省的Hydro设施的主要维护较低。
22
更高的拨备结算，导致更低的FCF。
(8)
降低经营活动的已实现汇兑损失。
20
其他(4)
6
其他非现金项目(5)
14
FCF(1)截至2025年12月31日止三个月
93 
(1)FCF是一种非国际财务报告准则下的计量，没有定义，在国际财务报告准则下也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关该措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。最直接可比的IFRS衡量指标是经营活动产生的现金流，截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月的现金流分别为2.31亿美元和2.15亿美元。请参阅本MD & A的“现金流”部分。
(2)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)维持资本支出是一项补充财务措施。有关此措施的更多信息，请参阅本MD & A的“资本支出”部分。
(4)其他主要包括较低的退役和恢复成本结算、较低的净利息支出以及较低的优先股股息，部分被较高的贷款垫款和支付给子公司与TA Cogen相关的非控股权益的较高分配所抵消。
(5)其他非现金项目主要包括递延付款、合同资产和负债、亏损合同和长期激励应计项目的变动。










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截至2025年12月31日止年度，公司的FCF较2024年减少了6100万美元，即11%，但在我们预期的全年财务指引范围内。
截至2025年12月31日止年度影响FCF的主要因素汇总如下表：
年终
12月31日
FCF(1)截至2024年12月31日止年度
575
调低调整后EBITDA(2)由于上述项目。
(151)
与2024年同期的所得税前利润相比，由于2025年所得税前亏损，降低了当期所得税费用。
94
净利息支出增加(3)由于债务利息增加，主要是由于增加了Heartland定期贷款，以及与2024年同期相比建筑活动减少导致资本化利息减少。
(33)
由于艾伯塔省市场的商家定价较低，导致TA Cogen净收益下降，因此支付给子公司非控股权益的分配减少。
29
与上一年相比，本年度结算的拨备较高，导致较低的FCF。
(14)
较高的持续资本支出是由于我们的加拿大天然气设施的主要维护因支出时间和从Heartland收购的天然气设施增加维护而增加，以及风能和太阳能部门的主要维护较高，部分被本期能源转型部门没有发生重大维护以及我们在艾伯塔省的水电设施的主要维护因支出时间而减少所抵消。此外，2024年第一季度受到收到与公司总部相关的租赁奖励的影响。
(20)
降低经营活动的已实现汇兑损失。
27
其他非现金项目(4)
8
其他(5)
(1)
FCF(1)截至2025年12月31日止年度
514 
(1)FCF是一种非国际财务报告准则的衡量标准，没有定义，在国际财务报告准则下也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。有关此措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。最直接可比的IFRS衡量指标是经营活动产生的现金流量，截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的现金流量分别为6.46亿美元和7.96亿美元。请参阅本MD & A的“现金流”部分。
(2)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)净利息费用是一种非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关此措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。最直接可比的国际财务报告准则计量是截至2025年12月31日止年度的利息支出3.47亿美元（2024年12月31日— 3.24亿美元）。
(4)其他非现金项目主要包括递延付款、合同资产和负债、亏损合同和长期激励应计项目的变动。
(5)其他主要包括较低的退役和修复成本结算和较低的租赁负债本金支付，部分被较高的贷款垫款所抵消。












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2026年展望
对于2026年，该公司预计调整后EBITDA将在9.5亿美元至10.50亿美元之间，FCF将在3.5亿美元至4.5亿美元之间，基于以下预期：
•由于Centralia设施在2025年底停止可调度燃煤发电，能源转型部分的贡献较低；
•由于较低的平均对冲价格和较高的燃料成本，艾伯塔省商业天然气投资组合的贡献较低，部分被较低的碳合规成本所抵消，因为内部产生的低成本环境信贷的利用率较高；
•来自Sarnia的贡献降低，反映出合同定价下降以及合同到期和Ada热电联产设施退役；
•水电、天然气和风能和太阳能部门内的贡献更高，原因是预期实现碳信用额与年内相比，此外，2025年，艾伯塔省的碳合规成本；
•由于收购了远北安大略天然气设施，天然气部门的贡献增加；
•由于更高的预期产量，风能和太阳能部分的贡献更高；
•较高的所得税费用；以及
•由于再融资债务的利率降低，以及由于摊销还款导致无追索权债务的利息降低，净利息支出降低。
下表概述了我们对2026年关键财务目标和相关假设的预期，应结合以下叙述性讨论和本MD & A的“风险管理”部分来阅读：
量度
2026年目标(2)
2025年目标
2025年实际(3)
经调整EBITDA(1)
9.5亿美元至10.5亿美元
11.50亿美元至12.50亿美元
11.04亿美元
FCF(1)
3.5亿至4.5亿美元
4.5亿至5.5亿美元
5.14亿美元
每股FCF(1)
1.18美元至1.51美元
1.51美元至1.85美元
$1.73
每股股息
年化0.28美元
年化0.26美元
年化0.26美元
(1)这些是非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些项目的进一步讨论，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则措施的调节”部分，包括（如适用）与根据国际财务报告准则计算的措施的调节。另请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(2)代表前瞻性信息。
(3)最直接可比的IFRS调整后EBITDA和FCF计量的2025年实际金额如下：所得税前亏损1.41亿美元，经营活动现金流6.46亿美元。与每股FCF最直接可比的IFRS比率为每股经营活动产生的现金流量2.18美元，计算方法为该期间经营活动产生的现金流量除以该期间已发行普通股的加权平均数。有关更多信息，请参阅MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
该公司对2026年的展望可能会受到如下文进一步详述的一些因素的影响。
2026年关键电力和天然气价格假设范围
市场
2026年假设
2025年假设
2025年实际
艾伯塔省现货（$/MWh） 40至60美元 40至60美元 $44
AECO气价（$/GJ） 2.65美元至3.15美元 1.60美元至2.10美元 $1.61
艾伯塔省现货价格敏感性：现货价格每兆瓦时+/-1美元的变化预计将对2026年调整后EBITDA产生+/-200万美元的影响。


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M19
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与2026年展望相关的其他假设
量度
2026年预期
2025年预期
2025年实际
能源营销调整后收入(1)
1.1亿至1.3亿美元
1.1亿至1.3亿美元
1.22亿美元
持续的资本支出(2)
1.4亿至1.6亿美元
1.45亿至1.65亿美元
1.62亿美元
当期所得税费用
7000万至1亿美元
9500万至1.3亿美元
4900万美元
净利息支出(1)
2.4亿至2.6亿美元
2.55亿美元至2.75亿美元
2.64亿美元
(1)能源营销调整后的收入和净利息支出是非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。与能源营销调整后收入最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是，截至2025年12月31日止年度的收入为1.3亿美元，净利息支出——截至2025年12月31日止年度的利息支出为3.47亿美元。
(2)维持资本支出是一项补充财务措施。有关此措施的更多信息，请参阅本MD & A的“资本支出”部分。
艾伯塔对冲
对冲假设范围
2026年第一季度
2026年第二季度
2026年第三季度
2026年第四季度
2027
对冲产量（GWh） 2,302 1,990 2,172 2,027 3,967
套期保值价格（$/MWh） $65 $65 $65 $65 $71
对冲气量（GJ）
1200万 700万 800万 700万
1900万
对冲天然气价格（美元/吉焦） $3.21 $3.33 $3.29 $3.39 $3.04
市场定价
以下图表包括2026年的定价假设，可能会发生变化：
年度平均现货电价
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年度平均天然气（AECO）价格
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2026年，由于持续的负荷增长和该省新增供应放缓，预计艾伯塔省的现货电价将高于2025年。电力价格与2025年价格的关系在哪里结算，最终将取决于实际的天气情况。
AECO天然气价格预计将高于2025年。
我们在艾伯塔省的投资组合管理策略的目标是平衡机会和风险，并提供有助于我们总
投资，这包括投资资本的回报。我们可以在特定时期或多或少地进行套期保值，我们期望通过远期套期保值和卖出生成到现货市场的组合来实现我们的年度目标。艾伯塔省电力投资组合中的资产作为一个投资组合进行管理，以最大限度地提高我们的水电、风能、储能和热力设施的发电和容量的整体价值。套期保值是现金流确定性的关键组成部分，套期保值主要与我们的天然气设施组合挂钩，也分配给我们的水电设施组合，而不是单一的设施。
M20
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维持资本支出
我们对总维持资本的估计如下：
预计2026年支出
2025年花费
维持资本总额 1.4亿至1.6亿美元 1.62亿美元
该公司预计，2026年维持资本将在1.4亿美元至1.6亿美元之间。预计天然气部门将产生与计划的重大维护相关的更高的维持资本，但被水电部门的支出减少所抵消。

流动性和资本资源
我们在承诺的信贷额度下保持充足的可用流动性。截至2025年12月31日，我们获得了15亿美元的流动资金，其中包括2.05亿美元的现金，这超过了承诺增长、维持资本和生产力项目所需的资金。
分部财务表现及经营业绩
分部信息的编制依据与公司管理业务、评估财务结果和做出关键经营决策的基础相同。下表反映了截至12月31日止三个月和年度的综合财务信息摘要：
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
水电 39  57 285  316
风能和太阳能 102  95 338  316
气体
96  116 438  524
能源转型 16  26 100  89
能源营销 21  26 85  146
企业
(27) (38) (142) (136)
调整后EBITDA总额(1)(2)
247  282 1,104  1,255
调整后的所得税前利润(1)
14  38 181  396
（亏损）所得税前利润
(42) (51) (141) 319
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益(1)
(19) 3 57  236
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(62) (65) (190) 177
(1)这些非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。与调整后EBITDA和调整后所得税前利润最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是（亏损）所得税前利润。与调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益最直接可比的国际财务报告准则衡量指标是归属于普通股股东的净（亏损）收益。请参阅本MD & A的“按分部在合并基础上调节非国际财务报告准则措施”部分。
(2)在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后税前利润较2024年同期的调整后税前利润减少2400万美元，即63%，主要原因是：
•本MD & A的“调整后EBITDA”部分中描述的导致调整后EBITDA较低的因素；以及
•由于2024年12月增加了Heartland天然气设施，折旧增加；部分被
•如本MD & A的“分部财务业绩和经营业绩”部分的企业部分所述，降低利息支出。

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M21
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截至2025年12月31日止三个月的调整后归属于普通股股东的净亏损较2024年同期的调整后归属于普通股股东的收益增加2200万美元，主要原因是：
•上述导致调整后所得税前利润较高的因素；以及
•与2024年同期相比，调整和改叙的已计算税费减少；部分由
•由于所得税前亏损减少，所得税回收额低于2024年同期。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前亏损与2024年同期相比减少了900万美元，即18%。截至2025年12月31日止三个月归属于普通股股东的净亏损较2024年同期减少300万美元。有关与最直接可比的IFRS计量的差异和调节的解释，请分别参阅本MD & A的“合并信息的财务业绩审查”和“非IFRS和补充IFRS措施”部分。
截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的调整后所得税前利润与2024年同期相比减少了2.15亿美元，即54%，主要原因是：
•本MD & A的“调整后EBITDA”部分中描述的导致调整后EBITDA较低的因素；
•由于在2024年12月增加了Heartland天然气设施，以及在2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的全年影响，折旧和摊销增加；以及
•本MD & A的“分部财务业绩和经营成果”部分的“合并信息的财务业绩审查”和企业部分中解释的更高的利息支出。
截至2025年12月31日止年度的调整后归属于普通股股东的净利润与2024年同期相比减少了1.79亿美元，即76%，主要原因是：
•上述导致调整后所得税前利润较低的因素；部分被
•所得税费用降低是由于所得税前亏损高于2024年同期所得税前利润，部分被美国业务估值备抵增加所抵消；和
•与2024年同期的净利润相比，归属于非控股权益的净亏损更高。
所得税前亏损截至2025年12月31日止年度，较2024年所得税前利润增加4.6亿美元，增幅144%。截至2025年12月31日止年度归属于普通股股东的净亏损，与2024年归属于普通股股东的净利润相比增加了3.67亿美元。有关与最直接可比的IFRS计量的差异和调节的解释，请分别参阅本MD & A的“合并信息和非IFRS的财务业绩审查”和“补充IFRS措施”部分。




M22
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水电
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
总装机容量（MW）
922  922  — — % 922  922  — — %
LTA发电量（GWh）
447  447  — — % 2,015  2,015  — — %
可用性（%） 94.4  85.8  8.6 10 % 92.0  90.7  1.3 1 %
生产
合约产量（GWh） 70  85  (15) (18) % 346  281  65 23 %
商家产量（GWh） 266  367  (101) (28) % 1,568  1,442  126 9 %
能源总产量（GWh） 336  452  (116) (26) % 1,914  1,723  191 11 %
辅助服务量（GWh）(1)
761  713  48 7 % 2,934  2,951  (17) (1) %
Alberta Hydro Assets辅助服务收入(1)
27  28  (1) (4) % 112  136  (24) (18) %
Alberta Hydro Assets收入(2)
22  33  (11) (33) % 125  144  (19) (13) %
其他水电资产收入和其他水电收入(3)
11  16  (5) (31) % 57  49  8 16 %
环境和税收属性收入
—  —  — — % 70  61  9 15 %
调整后收入(4)
60  77  (17) (22) % 364  390  (26) (7) %
燃料和购买的电力 (4) (3) (1) 33 % (20) (16) (4) 25 %
调整后毛利率(4)
56  74  (18) (24) % 344  374  (30) (8) %
调整后的OM & A(4)
(16) (16) — — % (56) (55) (1) 2 %
税项，除所得税外 (1) (1) — — % (3) (3) — — %
经调整EBITDA(4)
39  57  (18) (32) % 285  316  (31) (10) %
折旧及摊销
(12) (18) 6 (33) % (38) (41) 3 (7) %
调整后的所得税前利润(4)
27  39  (12) (31) % 247  275  (28) (10) %
所得税前利润
25  24  1 4 % 251  263  (12) (5) %
补充资料：每兆瓦时毛收入
Alberta Hydro Assets收入（美元/兆瓦时）(2)
83  90  (7) (8) % 79  100  (21) (21) %
Alberta Hydro Assets辅助服务收入（美元/兆瓦时）(1)
35  39  (4) (10) % 38  46  (8) (17) %
(1)Alberta Hydro Assets辅助服务收入是一项补充财务措施。Alberta Hydro Assets辅助服务收入是通过提供所需服务赚取的收入，以确保互联电力系统以AESO综合权威文件词汇表中所述的电压和频率可接受水平提供令人满意的服务水平的方式运行。每兆瓦时的收入是通过将艾伯塔水电资产辅助服务收入除以辅助服务量（以兆瓦时为单位）计算得出的。
(2)Alberta Hydro Assets的收入是一项补充财务措施，由Bow和北萨斯喀彻温河系统上13个水电设施的收入以及掉期和远期对冲的收入组成。每兆瓦时的收入是通过将艾伯塔水电资产的收入除以以以兆瓦时为单位的商业生产计算得出的。
(3)其他水电资产收入是一项补充财务措施，包括我们在不列颠哥伦比亚省、安大略省和艾伯塔省（艾伯塔水电资产除外）的水电设施的收入。其他Hydro收入是一项补充财务措施，包括来自我们的输电业务和其他合同安排的收入，包括与艾伯塔省政府的洪水缓解协议和Black Start服务。
(4)调整后的收入、调整后的毛利率、调整后的OM & A、调整后的EBITDA和调整后的所得税前利润均为非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。有关这些措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。与调整后收入最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是，截至2025年12月31日止三个月和年度的收入分别为5800万美元和3.68亿美元（2024年12月31日— 9300万美元和4.09亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后毛利率分别为5400万美元和3.48亿美元（2024年12月31日— 9000万美元和3.93亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后OM & A-OM & A分别为1600万美元和5600万美元（12月31日，2024年—— 4700万美元和8600万美元），调整后EBITDA和调整后所得税前利润——截至2025年12月31日止三个月和年度的所得税前利润分别为2500万美元和2.51亿美元（2024年12月31日—— 2400万美元和2.63亿美元）。

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M23
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截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后收入与2024年同期相比有所下降，主要原因是：
•降低艾伯塔省市场的现货和辅助服务电力价格；以及
•由于市场价格下降和节约用水，艾伯塔省的商客量下降。
截至2025年12月31日止三个月的调整后EBITDA和调整后税前利润与2024年同期相比有所下降，这主要是由于上述因素解释的调整后收入减少。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前利润与2024年同期相比保持一致，主要是由于：
•与2024年同期相比，本期没有确认任何处罚，当时公司确认了艾伯塔省市场监督管理局对2021年和2022年期间提供的与Brazeau水电辅助服务有关的自我报告违规行为评估的处罚；部分被
•降低调整后的所得税前利润。
截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的调整后收入与2024年相比有所下降，主要原因是：
•艾伯塔省市场较低的现货和辅助服务电价；部分被
•更高的商户和合同量；
•有利的对冲头寸结算的成交量增加，这对艾伯塔省的结算现货价格产生了积极贡献；
•与偿还前期发生的费用有关的受管制输电收入增加；和
•更高的环境和税收属性收入是由于增加了向天然气部门的排放信用的公司间销售，以履行我们的GHG义务。
与2024年相比，截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA和调整后税前利润有所下降，这主要是由于上述因素解释的调整后收入减少。
截至2025年12月31日止年度的所得税前利润与2024年相比有所下降，主要原因是：
•降低调整后的所得税前利润；部分被
•与2024年相比，2025年没有确认处罚，当时公司确认了艾伯塔省市场监督管理局对2021年和2022年期间提供的与Brazeau水电辅助服务有关的自我报告违规行为评估的处罚。
有关艾伯塔省市场状况和定价的进一步讨论，请参阅本MD & A的“艾伯塔省投资组合优化”部分。
M24
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风能和太阳能
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
总装机容量（MW）
2,587  2,587 — — % 2,587  2,587 — — %
LTA发电量（GWh） 2,175  2,175 — — % 7,457  6,876 581 8 %
可用性（%） 94.6  92.2 2.4 3 % 94.4  93.4 1.0 1 %
生产
合约产量（GWh） 1,651  1,469  182 12 % 5,450  4,720  730 15 %
商家产量（GWh） 357  362  (5) (1) % 1,004  1,229  (225) (18) %
总产量（GWh） 2,008  1,831  177 10 % 6,454  5,949  505 8 %
调整后收入(1)
120  114  6 5 % 394  372  22 6 %
环境和税收属性收入(1)
23  16  7 44 % 106  77  29 38 %
调整后收入(2)(3)
143  130  13 10 % 500  449  51 11 %
燃料和购买的电力 (7) (8) 1 (13) % (31) (30) (1) 3 %
碳履约成本
(1) —  (1) — % (3) —  (3) — %
调整后毛利率(2)(3)
135  122  13 11 % 466  419  47 11 %
OM & A
(24) (27) 3 (11) % (106) (97) (9) 9 %
税项，除所得税外 (8) (3) (5) 167 % (23) (16) (7) 44 %
调整后净其他经营（费用）收入(3)
(1) 3  (4) (133) % 338  316  22 7 %
折旧及摊销
(52) (55) 3 (5) % (209) (198) (11) 6 %
调整后的所得税前利润(2)(3)
50  40  10 25 % 129  118  11 9 %
（亏损）所得税前利润(4)
(38) 12  (50) (417) % (165) 19  (184) (968) %
(1)与受税收股权融资安排约束的美国风电设施相关的生产税收抵免不包括在环境和税收属性收入项下，并包含在调整后的收入项下。
(2)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(3)调整后的收入、调整后的毛利率、调整后的净其他营业收入、调整后的EBITDA和调整后的所得税前利润是非国际财务报告准则的衡量标准，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。有关这些措施的更多信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。与调整后收入最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是，截至2025年12月31日止三个月和年度的收入分别为5100万美元和2.06亿美元（2024年12月31日— 9700万美元和3.36亿美元），调整后毛利率——截至2025年12月31日止三个月和年度的毛利率分别为4300万美元和1.72亿美元（2024年12月31日— 8900万美元和3.06亿美元），调整后净其他经营（费用）收入——净其他经营费用100万美元和截至12月31日止三个月和年度的收入300万美元，2025年（2024年12月31日——其他营业收入净额300万美元和1000万美元），调整后EBITDA和调整后所得税前利润——截至2025年12月31日止三个月和年度的所得税前亏损分别为3800万美元和1.65亿美元（2024年12月31日——所得税前利润1200万美元和1900万美元）。
(4)所得税前（亏损）收益不包括Skookumchuck风力设施的贡献。

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M25
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截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后收入较2024年同期增加，主要原因是：
•加拿大和美国的风力资源和可用性更高；和
•更高的环境和税收属性收入由向第三方销售排放信用额度的增加推动。
截至2025年12月31日止三个月的调整后EBITDA和调整后税前利润与2024年同期相比有所增加，这主要是由于上述因素解释的调整后收入增加。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前亏损较2024年同期的所得税前利润增加，主要是由于：
•与俄克拉荷马州设施相关的长期风能销售的未实现按市值计价损失较高；部分被
•调整后的所得税前利润更高；
截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的调整后收入较2024年有所增加，主要原因是：
•来自于2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon Hill风力设施的影响；
•环境和税收属性收入增加，原因是向第三方的排放信用销售增加，以及向天然气部门的公司间销售增加；和
•由于整个船队的可用性更高以及加拿大东部和美国的风资源更多，产量增加；部分被
•降低艾伯塔省现货电力价格；和
•由于风力资源减少，艾伯塔省的生产量下降。
截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA较2024年有所增加，主要原因是：
•由上述因素解释的较高的调整后收入；部分被
•由于在2024年上半年增加了新的风力设施，除所得税外，更高的OM & A和税收；和
•在各种风力设施确认的较低违约金.
截至2025年12月31日止年度的调整后所得税前利润较2024年增加，主要原因是：
•调整后EBITDA较高；部分被
•由于2024年上半年新增风电设施，折旧和摊销增加。
截至2025年12月31日止年度的所得税前亏损较2024年的所得税前盈利有所增加，原因是：
•与花园平原和俄克拉荷马州设施相关的长期风能销售的未实现按市值计价损失较高，部分被与大级别设施相关的未实现按市值计价收益所抵消；和
•由于预期生产量变化和较低的电价假设，为某些设施确认的较高减值费用（扣除冲回）；部分被
•如上文所述，较高的调整后所得税前利润。

M26
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气体
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
总装机容量（MW）
4,834  4,834  — — % 4,834  4,834  — — %
可用性（%） 85.9  84.1  1.8 2 % 91.8  92.2  (0.4) — %
生产
合约销量（GWh）
2,455  1,932  523 27 % 9,539  6,874  2,665 39 %
商家销量（GWh）
1,292  1,387  (95) (7) % 4,566  6,576  (2,010) (31) %
外购电量（GWh）(1)
(248) (444) 196 (44) % (1,102) (1,133) 31 (3) %
总产量（GWh）
3,499  2,875  624 22 % 13,003  12,317  686 6 %
调整后收入(2)
359  351  8 2 % 1,328  1,314  14 1 %
调整后的燃料和购买的电力(2)
(161) (135) (26) 19 % (547) (474) (73) 15 %
碳履约成本
(39) (39) — — % (115) (145) 30 (21) %
调整后毛利率(2)
159  177  (18) (10) % 666  695  (29) (4) %
调整后的OM & A(2)
(68) (67) (1) 1 % (251) (198) (53) 27 %
税项，除所得税外 (6) (4) (2) 50 % (21) (13) (8) 62 %
其他营业收入净额 11  10  1 10 % 44  40  4 10 %
经调整EBITDA(2)(3)
96  116  (20) (17) % 438  524  (86) (16) %
折旧及摊销 (69) (49) (20) 41 % (266) (212) (54) 25 %
调整后的所得税前利润(2)
27  67  (40) (60) % 172  312  (140) (45) %
所得税前利润
15  37  (22) (59) % 120  355  (235) (66) %
(1)履行合同义务所需的电量计入外购电量。
(2)调整后的收入、调整后的燃料和购买的电力、调整后的毛利率、调整后的OM & A、调整后的EBITDA和调整后的所得税前利润均为非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。与调整后收入最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是，截至2025年12月31日止三个月和年度的收入分别为3.47亿美元和12.67亿美元（2024年12月31日— 3.19亿美元和13.50亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后燃料和外购电力——燃料和外购电力——分别为1.61亿美元和5.49亿美元（2024年12月31日— 1.34亿美元和4.75亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后毛利率——毛利率分别为1.47亿美元和6.03亿美元，分别（2024年12月31日— 1.46亿美元和7.3亿美元），将截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后OM & A — OM & A分别调整为6900万美元和2.57亿美元（2024年12月31日— 6700万美元和1.98亿美元），将截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后EBITDA和调整后所得税前利润—所得税前亏损1500万美元和所得税前利润1.2亿美元（2024年12月31日—所得税前利润3700万美元和3.55亿美元）。
(3)在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后收入与2024年同期相当，主要是由于：
•增加中心地带设施；
•Sarnia天然气设施的产量增加，因为与2024年同期相比，可用性更高，当时该设施在本季度的一部分时间内经历了计划中的停电；和
•有利的对冲头寸结算，这对艾伯塔省结算的现货价格产生了积极贡献；部分被
•由于阿尔伯塔省天气温和和新的天然气发电推动市场价格下降，调度优化程度更高；以及
•与2024年同期相比，艾伯塔省市场现货电价下降，对冲电价下降。
截至2025年12月31日止三个月的调整后EBITDA较2024年同期有所下降，主要原因是：
•更高的燃料成本、碳达标成本以及与增加Heartland设施相关的OM & A；

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2025年年度报告
M27
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•燃料成本增加，原因是萨尼亚天然气设施的产量增加，因为该设施在2024年该季度的部分时间经历了计划中的停电；和
•碳价从每吨80美元提高到95美元，影响了我们加拿大天然气设施的毛利率；部分被
•由于碳排放较低的热电联产设施的产量增加，对碳达标成本产生有利影响。
截至2025年12月31日止三个月的调整后所得税前利润与2024年同期相比有所下降，原因是：
•如上文所述，调低调整后EBITDA；和
•由于增加Heartland设施对整个季度的影响，折旧增加。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前利润与2024年同期相比有所下降，主要原因是：
•与2024年同期相比，调整后的税前利润较低；部分被
•由于有利的对冲，未实现的按市值计价收益更高。
截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的调整后收入较2024年有所增加，主要原因是：
•增加来自Heartland的天然气设施；
•Sarnia天然气设施的产量增加，原因是与2024年同期相比，2025年第四季度的可用性更高，当时该设施计划在2024年第四季度的部分时间停电；和
•有利的对冲头寸结算，这对艾伯塔省结算的现货价格产生了积极贡献；部分被
•由于艾伯塔省新的天然气发电推动市场价格下降，调度优化更高；和
•与2024年同期相比，艾伯塔省市场现货电价下降，对冲电价下降。

与2024年相比，截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA有所下降，主要原因是：
•更高的燃料成本、碳达标成本以及与增加Heartland设施相关的OM & A；
•天然气价格上涨；
•由于产量增加，萨尼亚天然气设施的燃料成本增加；和
•碳价从每吨80美元提高到95美元，影响了我们加拿大天然气设施的毛利率；部分被
•与上年同期相比，本期使用内部产生和外部购买的排放信用额来结算我们在收购Heartland中承担的部分GHG义务和部分2024年GHG义务，从而降低碳达标成本；和
•由上述因素解释的更高的调整后收入；和
•由于碳排放较低的热电联产设施的产量增加，对碳达标成本产生有利影响。
截至2025年12月31日止年度的调整后所得税前利润与2024年相比有所下降，原因是：
•如上文所述，调低调整后EBITDA；和
•由于增加了Heartland设施，折旧增加；部分被
•对2024年第四季度某些燃气设施使用寿命的修订。
截至2025年12月31日止年度的所得税前利润较2024年减少，原因是：
•由于不太有利的对冲，未实现的按市值计价损失较高；
•与2024年同期相比，调整后的税前利润较低；部分被
•由于从Heartland收购中增加了融资租赁，租赁收入增加。


M28
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能源转型
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
总装机容量（MW）
671  671  — — % 671  671  — — %
可用性（%） 92.5  91.7  0.8 1 % 88.5  80.0  8.5 11 %
生产
合约销量（GWh）
663  839  (176) (21) % 2,628  3,338  (710) (21) %
商家销量（GWh）
951  1,137  (186) (16) % 3,467  3,201  266 8 %
外购电量（GWh）(1)
(732) (935) 203 (22) % (2,945) (3,717) 772 (21) %
总产量（GWh） 882  1,041  (159) (15) % 3,150  2,822  328 12 %
调整后收入(2)
115  147  (32) (22) % 504  580  (76) (13) %
燃料和购买的电力 (81) (102) 21 (21) % (328) (418) 90 (22) %
碳履约成本
—  —  — — % —  (1) 1 (100) %
调整后毛利率(2)
34  45  (11) (24) % 176  161  15 9 %
调整后的OM & A(2)
(18) (19) 1 (5) % (73) (69) (4) 6 %
税项，除所得税外 —  —  — — % (3) (3) — — %
经调整EBITDA(2)
16  26  (10) (38) % 100  89  11 12 %
折旧及摊销 (10) (18) 8 (44) % (49) (66) 17 (26) %
调整后的所得税前利润(2)
6  8  (2) (25) % 51  23  28 122 %
所得税前利润 64  15  49 327 % 114  46  68 148 %
补充资料：
Highvale矿山复垦支出(3)
4  3  1 33 % 12  11  1 9 %
Centralia矿山复垦支出(3)
3  4  (1) (25) % 15  16  (1) (6) %
(1)Centralia生产的所有电力由能源营销部门出售，用于实物市场交付，显示为商家销售量。履行合同义务所需的电量计入外购电量。该设施的总产量包括商家销售量和购买电力的净结果。
(2)调整后的收入、调整后的毛利率、调整后的OM & A、调整后的EBITDA和调整后的所得税前利润均为非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。与调整后收入最直接可比的IFRS衡量标准是，截至2025年12月31日止三个月和年度的收入分别为1.1亿美元和4.95亿美元（2024年12月31日— 1.55亿美元和6.16亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后毛利率分别为2900万美元和1.67亿美元（2024年12月31日— 5300万美元和1.97亿美元），截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后OM & A — OM & A分别为2000万美元和7500万美元（12月31日，2024年—— 1900万美元和6900万美元），调整后EBITDA和调整后所得税前利润——截至2025年12月31日止三个月和年度的所得税前利润分别为6400万美元和1.14亿美元（2024年12月31日—— 1500万美元和4600万美元）。
(3)Highvale和Centralia矿山复垦支出是使场地恢复到原始状态所需的成本，属于补充财务措施，在IFRS下的综合财务状况表中计入期间结算的退役和恢复负债。
截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后收入与2024年同期相比有所下降，主要原因是：
•哥伦比亚中部价格走低；部分被
•有利的套期保值头寸结算，对结算的现货价格产生正向贡献。
截至2025年12月31日止三个月的调整后EBITDA较2024年同期有所下降，主要原因是：
•如上文所述，调整后收入减少；部分被
•由于在停电期间履行合同义务的回购较少，购买的电力成本较低。
截至2025年12月31日止三个月的调整后所得税前利润与2024年同期相比有所下降，主要原因是：
•如上文所述，调低调整后EBITDA；部分被
•由于Centralia作为燃煤设施接近报废，折旧降低。

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2025年年度报告
M29
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截至2025年12月31日止三个月的所得税前利润与2024年同期相比有所增加，原因是：
•由估计现金流量、现金流量的时间安排和贴现率的修正驱动的退役和恢复准备金的变化；部分被
•由于不太有利的对冲，未实现的按市值计价损失较高；
•由于2024年同期Sundance A退役费用报销导致本期其他营业收入净额降低；以及
•如上所述，降低调整后的所得税前利润。
截至2025年12月31日止年度
与2024年相比，截至2025年12月31日止年度的调整后收入有所下降，主要原因是：
•哥伦比亚中部价格走低；部分被
•有利的套期保值头寸结算，对结算的现货价格产生正向贡献；和
•更高的产量。
与2024年相比，截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA有所增加，原因是：
•较高的可用性推动了较低的购买电力成本；部分被
•如上文所述，调低调整后的收入；和
•较高的OM & A与社区基金支出相关。
截至2025年12月31日止年度的调整后所得税前利润较2024年增加，原因是：
•由于Centralia作为燃煤设施的寿命即将结束，折旧降低。；和
•如上文所述，较高的调整后EBITDA。
截至2025年12月31日止年度的所得税前利润与2024年相比有所增加，原因是：
•与发电设备相关的减值转回；
•由估计现金流量、现金流量的时间和贴现率的修正驱动的退役和恢复准备金的变化；和
•如上文所述，较高的调整后所得税前利润；部分被
•由于不太有利的对冲，未实现的按市值计价损失较高；以及
•本期其他营业收入净额减少是由于2024年同期Sundance A退役费用偿还。
截至2025年12月31日止三个月和一年的矿山复垦支出与2024年一致。
能源营销
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
调整后收入(1)
30  33  (3) (9) % 122  182  (60) (33) %
OM & A (9) (7) (2) 29 % (37) (36) (1) 3 %
经调整EBITDA(1)
21  26  (5) (19) % 85  146  (61) (42) %
折旧及摊销
—  —  — — % (2) (2) — — %
调整后的所得税前利润(1)(2)
21  26  (5) (19) % 83  144  (61) (42) %
所得税前利润
19  7  12 171 % 91  130  (39) (30) %
(1)调整后的收入、调整后的EBITDA和调整后的所得税前利润是非国际财务报告准则的衡量标准，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。与截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后收入最直接可比的IFRS衡量标准是收入分别为2800万美元和1.3亿美元（2024年12月31日— 1400万美元和1.68亿美元），调整后EBITDA和调整后所得税前利润——所得税前利润分别为1900万美元和9100万美元（2024年12月31日— 700万美元和1.3亿美元）。
(2)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对已结汇头寸的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
截至2025年12月31日止三个月及年度
截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后收入和调整后EBITDA与2024年同期相比有所下降，主要原因是：
•北美天然气和电力市场的市场波动相对缓和；以及
•与上年同期相比，2025年已实现收益较低。
M30
Transalta Corporation
2025年年度报告
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截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后所得税前利润与2024年同期相比有所下降，主要是由于如上所述的调整后收入减少。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前利润与2024年同期相比有所增加，原因是：
•由于更有利的头寸，未实现的按市值计价损失减少；部分被
•如上所述，降低调整后的所得税前利润。
截至2025年12月31日止年度的所得税前利润较2024年减少，原因是：
•较低的调整后所得税前利润；部分被
•由于更有利的头寸，未实现的按市值计价收益更高。
企业
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 改变 2025 2024 改变
调整后的OM & A(1)
(28) (38) 10 (26) % (141) (135) (6) 4 %
税项，除所得税外 1  —  1 — % (1) (1) — — %
经调整EBITDA(1)
(27) (38) 11 (29) % (142) (136) (6) 4 %
折旧及摊销 (6) (4) (2) 50 % (21) (18) (3) 17 %
股权收益（亏损）
—  (3) 3 (100) % (2) (4) 2 (50) %
利息收入 9  11  (2) (18) % 30  32  (2) (6) %
利息支出 (80) (93) 13 (14) % (350) (328) (22) 7 %
已实现汇兑损失(2)
(13) (15) 2 (13) % (16) (22) 6 (27) %
所得税前调整后亏损(1)
(117) (142) 25 (18) % (501) (476) (25) 5 %
所得税前亏损 (127) (146) 19 (13) % (552) (494) (58) 12 %
(1)调整后的OM & A、调整后的EBITDA和调整后的所得税前亏损均为非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。与截至2025年12月31日止三个月和年度的调整后OM & A最直接可比的IFRS衡量标准分别为5000万美元和1.85亿美元的OM & A（2024年12月31日— 6800万美元和1.73亿美元）。与调整后EBITDA和调整后所得税前亏损最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是，截至2025年12月31日的三个月和年度的所得税前亏损分别为1.27亿美元和5.52亿美元（2024年12月31日— 1.46亿美元和4.94亿美元）。
(2)已实现汇兑（损失）收益是由与实际支付交易相关的汇兑损益构成的一种补充性财务计量。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月的调整后EBITDA与2024年同期相比有所增加，主要是由于激励成本下降推动调整后的OM & A下降，但部分被与Heartland相关的公司成本增加所抵消。
截至2025年12月31日止三个月的调整后所得税前亏损较2024年同期减少，主要原因是：
•债务利息下降推动利息支出下降，提前赎回4亿美元优先票据的净收益，部分被Heartland定期贷款的整个季度利息所抵消；和
•如上文所述，较高的调整后EBITDA。
截至2025年12月31日止三个月的所得税前亏损较2024年同期减少，原因是：
•如上所述，降低调整后的所得税前亏损；
•与2024年同期相比，与收购相关的交易和重组成本较低；以及
•与规划、设计和实施ERP系统升级相关的支出减少；部分被
•与成本节约举措相关的终止和重组成本较高，主要包括终止和遣散费；
•外币汇率不利变动导致的未实现外汇收益减少；以及
•降低与不再进行的开发项目相关的减值费用。

Transalta Corporation
2025年年度报告
M31
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截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA与2024年相比有所下降，主要原因是：
•增加支出以支持战略和增长举措；以及
•增加2024年第四季度收购的Heartland设施和相关企业成本对全年的影响；部分被
•节约成本举措。
截至2025年12月31日止年度的调整后所得税前亏损较2024年增加，原因是：
•如上文所述，调低调整后EBITDA；和
•利息支出增加是由于增加Heartland定期贷款导致债务利息增加，以及由于与2024年相比，2025年期间的建筑活动减少导致资本化利息减少，部分被2025年期间以较低利率进行再融资导致的优先票据利息减少以及提前赎回4亿美元优先票据的净收益所抵消。
截至2025年12月31日止年度的所得税前亏损较2024年增加，原因是：
•如上文所述，较高的调整后所得税前亏损；
•与规划、设计和实施ERP系统升级相关的支出增加；以及
•由于外汇汇率的不利变化，未实现外汇损失增加；部分被
•降低Heartland收购相关交易和重组成本，主要包括遣散费、法律和咨询费；以及
•降低与不再进行的开发项目相关的减值费用。





















M32
Transalta Corporation
2025年年度报告
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以补充地理信息划分的分部业绩
下表提供了我们经营所在地区按分部划分的调整后EBITDA：
截至2025年12月31日止3个月
水电
风能和太阳能(3)
气体
能源转型 能源营销
企业
合计
艾伯塔省 36 12 39 (4) 21 (27) 77
加拿大，不包括艾伯塔省 3 41 31 — — — 75
美国 — 47 3 20 — — 70
西澳大利亚州
— 2 23 — — — 25
经调整EBITDA(1)
39  102  96  16  21  (27) 247 
所得税前调整后收益（亏损）(1)
27  50  27  6  21  (117) 14 
所得税前收益（亏损）
25  (38) 15  64  19  (127) (42)
截至2024年12月31日止3个月
水电
风能和太阳能(3)
气体
能源转型
能源营销
企业 合计
艾伯塔省 54 8 74 (3) 26 (38) 121
加拿大，不包括艾伯塔省 3 42 19 — — — 64
美国 — 43 3 29 — — 75
西澳大利亚州
— 2 20 — — — 22
经调整EBITDA(1)(2)
57  95  116  26  26  (38) 282 
所得税前调整后收益（亏损）(1)
39  40  67  8  26  (142) 38 
所得税前收益（亏损）
24  12  37  15  7  (146) (51)
(1)调整后的EBITDA和调整后的所得税前收益（亏损）是非国际财务报告准则的衡量标准，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。
(2)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)风能和太阳能部门的所得税前（亏损）收益不包括Skookumchuck风力设施的贡献。

Transalta Corporation
2025年年度报告
M33
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截至2025年12月31日止年度
水电
风能和太阳能(3)
气体
能源转型 能源营销
企业
合计
艾伯塔省 271 43 220 (11) 85 (142) 466
加拿大，不包括艾伯塔省 14 136 112 — — — 262
美国 — 151 12 111 — — 274
西澳大利亚州
— 8 94 — — — 102
经调整EBITDA(1)
285  338  438  100  85  (142) 1,104 
所得税前调整后收益（亏损）(1)
247  129  172  51  83  (501) 181 
所得税前收益（亏损）
251  (165) 120  114  91  (552) (141)
截至2024年12月31日止年度
水电
风能和太阳能(3)
气体
能源转型
能源营销
企业 合计
艾伯塔省 307 51 333 (10) 146 (136) 691
加拿大，不包括艾伯塔省 9 122 91 — — — 222
美国 — 135 12 99 — — 246
西澳大利亚州
— 8 88 — — — 96
经调整EBITDA(1)(2)
316  316  524  89  146  (136) 1,255 
所得税前调整后收益（亏损）(1)
275  118  312  23  144  (476) 396 
所得税前收益（亏损）
263  19  355  46  130  (494) 319 
(1)调整后的EBITDA和调整后的所得税前收益（亏损）是非国际财务报告准则的衡量标准，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。
(2)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)风能和太阳能部门的所得税前（亏损）收益不包括Skookumchuck风力设施的贡献。
优化艾伯塔省投资组合
下文披露的艾伯塔省电力投资组合指标是用于呈现艾伯塔省市场按细分市场的详细表现的补充财务指标。
我们的商户敞口主要在艾伯塔省，我们58%的运力位于那里，其中77%可用于参与商户市场。我们的资产组合包括水电、风能、电池存储和天然气发电设施。
12月4日收购Heartland。2024年，TransAlta在艾伯塔省高度动态和不断变化的电力环境中的竞争组合得到增强和进一步多样化，增加了376兆瓦的合同热电联产能力、361兆瓦的合同和商业调峰发电能力、950兆瓦的商业天然气热能发电能力和输电能力。我们认为，某些Heartland设施的快速爬坡性质能够很好地应对价格波动
并在艾伯塔省市场需求增加期间交付峰值容量。
艾伯塔省的发电能力受制于市场力量。商业发电的电力通过电力批发市场清算。电力是根据AESO管理的经济优势令进行调度的，该命令基于发电商在实时纯能源市场上出售电力的报价。我们的商人艾伯塔省车队在此框架下运营，我们内部管理我们出售电力的报价。
艾伯塔省商人市场的投资组合绩效优化是由燃料类型的多样性驱动的，这使得投资组合管理成为可能。它还为我们提供了可作为能源生产或辅助服务货币化的能力。投资组合中很大一部分装机发电量已被对冲，以提供更大的现金流确定性。公司的对冲策略包括维持一个
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重要的商业和工业客户基础，并辅以金融对冲。
在市场价格低迷时期，公司可能会选择不从热力车队发电，而是将其对冲头寸或合同头寸货币化。这将导致与生产变化不相关的收入变化。年内存在市场价格低迷时期，公司选择不从其热力车队产生产量，这导致通过与商业和工业客户的合同销售的热力发电量，以及超过实际产生的商业产量的金融对冲。
艾伯塔省水电和天然气车队提供辅助服务。水电车队还提供电网可靠性产品，如在全系统停电时提供黑启动服务。水电资产还通过系统地调节河流流量来支持缓解干旱。
我们的艾伯塔省风电和水电车队提供源源不断的环境信用，公司将这些信用出售给第三方和天然气部门。
下表提供了截至12月31日止三个月该公司艾伯塔省电力投资组合的信息：
2025 2024
截至12月31日的3个月
水电
风能和太阳能
气体 能源转型 合计 水电 风能和太阳能 气体 能源转型 合计
总装机容量（MW） 834  764  3,650  —  5,248  834 764 3,650 — 5,248
总产量(1)（GWh）
266  640  2,183  —  3,089  367 619 2,164 — 3,150
合约产量（GWh） —  284  1,382  —  1,666  — 257 837 — 1,094
商家产量（GWh） 266  356  801  —  1,423  367 362 1,327 — 2,056
辅助服务量（GWh） 761  21  199  —  981  713 12 201 — 926
对冲量（GWh）
210  47  1,803  —  2,060  205 44 2,388 — 2,637
产量收缩或对冲（%） 79 % 52 % 146 % — % 121 % 56 % 49 % 149 % — % 118 %
对冲量占总装机容量的百分比（%）
12 % 3 % 23 % — % 18 % 11 % 3 % 30 % — % 23 %
调整后收入(2)(3)($)
53  27  218  2  300  72 24 236 1 333
燃料（美元）
(1) (4) (99) (1) (105) (1) (3) (86) (1) (91)
外购电力（美元）
(2) —  (11) —  (13) (1) (1) (14) — (16)
碳履约成本(3)($)
—  (1) (30) (1) (32) — — (34) — (34)
调整后毛利率(2)($)
50  22  78  —  150  70 20 102 — 192
(1)总产量包括合同和商家产量，不包括辅助服务量。
(2)对收入进行了调整，以排除未实现的按市值计价收益或亏损的影响。在2025年第一季度，我们对调整后的收入和调整后的毛利率构成进行了修正，以排除已实现的收益（亏损）对封闭式交易所头寸的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
(3)Hydro部门和Wind and Solar部门向Gas部门的排放信用的公司间销售在企业部门合并时被抵消。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
截至2025年12月31日止三个月
截至2025年12月31日止三个月，艾伯塔省投资组合的总产量为3,089吉瓦时，而2024年同期为3,150吉瓦时。减少61吉瓦时，即2%，主要是由于：
•由于较低的市场价格推动调度优化，天然气部分的商业生产较低；和
•由于市场价格下降和节水，水电部门的产量下降；部分被
•由于2024年第四季度增加了Heartland天然气设施，天然气部门的合同产量增加；以及
•由于艾伯塔省风力资源增加，风能和太阳能部分的生产量增加。

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截至2025年12月31日止三个月的辅助服务量为981GWh，而2024年同期为926GWh。增长55GWh，即6%，主要是由于在本季度优化我们的投资组合和水储备过程中增加了Hydro辅助服务量。
由于天然气部门计划停电，截至2025年12月31日止三个月艾伯塔省投资组合的对冲量与2024年同期相比有所下降。财务套期保值的已实现损益计入上表调整后收入。
截至2025年12月31日止三个月，艾伯塔省投资组合的调整后毛利率为1.5亿美元，而2024年为1.92亿美元。减少4200万美元，即22%，主要是由于：
•艾伯塔省现货和对冲电价走低的影响；
•燃气板块较高调度优化；
•对冲头寸结算的较低有利贡献；
•由于市场价格下降和水资源储备优化，Hydro部门的收入下降；
•由于天然气价格上涨，天然气部门的燃料成本增加；以及
•将每吨碳价格从2024年的80美元提高到2025年的95美元；部分抵消
•天然气部门增加Heartland设施带来的积极贡献；和
•由于碳排放较低的热电联产设施的产量增加，对碳达标成本产生有利影响。
下表提供了该公司截至12月31日止年度的艾伯塔省电力投资组合的信息：
2025 2024
截至12月31日止年度
水电
风能和太阳能
气体
能源
过渡		 合计 水电 风能和太阳能 气体 能源转型 合计
总装机容量（MW）
834  764  3,650  —  5,248  834 764 3,650 — 5,248
总产量(1)（GWh）
1,568  1,883  8,506  —  11,957  1,443 1,981 8,385 — 11,809
合约产量（GWh） —  879  5,244  —  6,123  — 928 2,566 — 3,494
商家产量（GWh） 1,568  1,004  3,262  —  5,834  1,443 1,053 5,819 — 8,315
辅助服务量（GWh） 2,934  71  852  —  3,857  2,951 36 550 — 3,537
对冲量（GWh）
1,206  134  7,313  —  8,653  558 136 8,386 — 9,080
产量收缩或对冲（%） 77 % 54 % 148 % — % 124 % 39 % 54 % 131 % — % 106 %
对冲量百分比
占总装机容量（%）
17 % 2 % 23 % — % 19 % 8 % 2 % 26 % — % 20 %
调整后收入(2)(3)($)
338  106  812  6  1,262  370 105 880 5 1,360
燃料（美元）
(6) (13) (330) (1) (350) (6) (11) (297) (1) (315)
外购电力（美元）
(10) (2) (50) —  (62) (7) (3) (60) — (70)
碳履约成本(3)($)
—  (3) (81) (1) (85) — — (125) (1) (126)
调整后毛利率(2)($)
322  88  351  4  765  357 91 398 3 849
(1)总产量包括合同和商家产量，不包括辅助服务量。
(2)对收入进行了调整，以排除未实现的按市值计价收益或亏损的影响。在2025年第一季度，我们对调整后的收入和调整后的毛利率构成进行了修正，以排除已实现的收益（亏损）对封闭式交易所头寸的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
(3)Hydro部门和Wind and Solar部门向Gas部门的排放信用的公司间销售在企业部门合并时被抵消。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
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截至2025年12月31日止年度
截至2025年12月31日止年度，艾伯塔省投资组合的总产量为11,957GWh，而2024年为11,809 GWh。增长148GWh，即1%，主要是由于：
•由于2024年第四季度增加了Heartland天然气设施，天然气部门的合同产量增加；以及
•由于水资源增加和优化供水以促进在需求较高时期的发电，水电部门的产量增加；部分被
•由于较低的市场价格推动更高的调度优化，天然气部分的商业生产较低；和
•由于与2024年同期相比风资源较少，风能和太阳能部分的生产量较低。
截至2025年12月31日止年度的辅助服务量为3,857GWh，而2024年为3,537GWh。增长320吉瓦时，即9%，主要是由于增加了Heartland设施，导致天然气部门的产量增加。
截至2025年12月31日止年度的对冲量与2024年相比减少了5%，而商家产量减少了30%。该公司部署了一项防御性策略，以具有吸引力的利润率为商家投资组合进行金融对冲，以应对2025年价格下降的风险。财务套期保值的已实现损益计入上表调整后收入。
截至2025年12月31日止年度，艾伯塔省投资组合的调整后毛利率为7.65亿美元，而2024年为8.49亿美元。减少8400万美元，即10%，主要是由于：
•艾伯塔省现货和辅助服务价格走低的影响，套期保值价格走低；
•由于较低的市场价格推动更高的调度优化，天然气部分的商业生产较低；和
•碳价从2024年的每吨80美元提高到2025年的每吨95美元；
•由于天然气价格上涨，天然气部门的燃料成本增加；以及
•年结算的对冲头寸的有利贡献减少；部分被
•天然气部门增加Heartland设施的积极贡献；
•由于使用内部产生和外部购买的排放信用额度来清偿我们在2025年的部分GHG义务，以及在Heartland收购中承担的部分2024年GHG义务，以及碳排放较低的热电联产设施产量增加的有利影响，降低了碳合规成本；和
•环境和税收属性收入增加，原因是向第三方的排放信用额度销售增加，以及水电和风能和太阳能部门向天然气部门的公司间销售增加。

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下表提供了公司艾伯塔省电力投资组合的信息：
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
艾伯塔市场
现货电价平均每兆瓦时 43  52 44  63
天然气价格（AECO）每GJ 2.15  1.42 1.61  1.29
每吨碳履约价格 95  80 95  80
艾伯塔省投资组合结果
每兆瓦时已实现商户电价(1)
105  110 107  109
水能现货电价每兆瓦时 53  78 58  91
水电辅助服务价格每兆瓦时
35  39 38  46
每兆瓦时风能现货电价 26  26 24  35
每兆瓦时燃气现货电价
65  75 66  86
对冲电价平均每兆瓦时(2)
73  80 70  84
对冲量（GWh）
2,060  2,637 8,653  9,080
每兆瓦时燃料成本(3)
48  42 41  38
每兆瓦时碳达标成本(4)
15  16 10  15
(1)艾伯塔省电力投资组合的每兆瓦时已实现商业电价是一种补充财务措施，代表公司商业电力销售和投资组合优化活动实现的平均价格。计算方法为报告期内商户收入（不包括长期合同项下资产和辅助收入，但包括衍生品和交易活动损益的影响）除以报告期内产生的商户总GWh。
(2)套期保值平均每兆瓦时电价是一种补充财务措施，计算为报告期内所有套期保值和直接客户销售的平均销售价格。
(3)每兆瓦时的燃料成本是一项补充财务措施，计算方法为艾伯塔省设施的总燃料成本除以天然气和能源转型部分碳排放发电的产量。
(4)每兆瓦时的碳合规是一项补充财务措施，计算方法为艾伯塔省天然气和能源转型部分的碳合规总成本除以天然气和能源转型部分的碳排放产生的产量。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月和一年中，艾伯塔省平均每兆瓦时现货电价分别下降了9美元和19美元，这主要是由于可再生能源和联合循环天然气设施向市场增加的供应以及年内温和天气的影响。
与2024年同期相比，艾伯塔省截至2025年12月31日止三个月和年度生产的每兆瓦时实现的商业电价分别下降了5美元和2美元，主要原因是：
•如上文所述，较低的平均现货电价和较2024年同期较低的对冲电价；部分被
•有利的对冲头寸结算和生产优化，对艾伯塔省的结算现货价格产生了积极贡献。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月和一年的每兆瓦时燃料成本分别增加了6美元和3美元，这主要是由于天然气价格上涨。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月和一年内，艾伯塔省投资组合的每兆瓦时生产的碳合规成本分别减少了1美元和5美元，主要原因是：
•由于碳排放较低的热电联产设施的产量增加，对每兆瓦时的碳合规成本产生有利影响；部分被
•将每吨碳履约价格从2024年的每吨80美元提高到2025年的每吨95美元。
截至2025年12月31日止年度的碳合规成本进一步受到影响，原因是与上一年相比，本期使用了更多的内部产生和外部购买的排放信用额度，以清偿我们在Heartland收购中承担的部分GHG义务和部分2024年GHG义务。
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季度信息精选
由于电力市场的性质和相关的燃料成本，我们的结果是季节性的。较高的维护成本往往发生在预计电价较低的春季和秋季，由于供暖和制冷负荷增加，我们主要市场的冬季和夏季高峰月份的电价通常会上涨。利润率通常也会在第二季度受到影响，原因是水力发电量
来自太平洋西北部的春季径流和降雨，这影响了Centralia的生产。通常情况下，水电设施在春季融雪开始为流域和河流提供水源的月份产生大部分电力和收入。相反，从历史上看，在寒冷的冬季月份风速更大，而在温暖的夏季月份风速更低。
 
2025年第一季度
2025年第二季度
2025年第三季度
2025年第四季度
收入 758 433 615 599 
毛利率
432 334 353 301 
OM & A
173 173 179 186 
折旧及摊销
146 150 135 148 
所得税前收益（亏损）
49 (95) (53) (42)
归属于普通股股东的净收益（亏损）
46 (112) (62) (62)
归属于普通股股东的每股净收益（亏损），基本和稀释(1)
0.15 (0.38) (0.20) (0.21)
2024年第一季度
2024年第二季度
2024年第三季度
2024年第四季度
收入 947 582 638 678
毛利率
584 436 384 390
OM & A 134 144 143 234
折旧及摊销 124 131 133 143
所得税前收益（亏损） 267 94 9 (51)
归属于普通股股东的净收益（亏损） 222 56 (36) (65)
归属于普通股股东的每股净收益（亏损），基本和稀释(1)
0.72 0.18 (0.12) (0.22)
(1)归属于普通股股东的基本和稀释每股收益（亏损）在每个期间分别使用该期间已发行的基本和稀释加权平均普通股计算。因此，构成日历年度的四个季度的每股收益（亏损）总和有时可能与年度每股收益（亏损）不同。
经营业绩受到以下事件的影响：
•2024年12月4日收购Heartland；和
•基思山132kV扩建在2024年第一季度和白石和地平线山风设施的影响，在2024年上半年实现了商业运营。
除上述项目外，收入还受到以下因素的影响：
•Heartland设施的额外产量，被公司现有天然气设施的较低产量所抵消；
•下调2025年所有季度艾伯塔省现货和对冲电价；
•2025年三个季度哥伦比亚中部电力价格下调，2025年第二季度价格上调；
•2025年所有四个季度安大略省现货电力价格上涨；
•由于远期汇率的有利和不利变化而产生的对冲和衍生品头寸的未实现按市值计价损益的影响；以及
•已实现的盯市损益对已结算交易的影响。

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毛利率受到以下因素的影响：
•影响收入的因素如上所述；
•由于2025年第一季度、第三季度和第四季度能源转型部分的可用性提高，购买的电力成本降低；部分被
•2025年所有四个季度增加Heartland设施的影响；
•2025年第一季度、第二季度和第四季度天然气价格上涨，2025年第三季度天然气价格下降；以及
•更高的每吨碳成本，从2024年的80美元增加到2025年的95美元。2025年第二季度，由于使用内部产生和外部购买的排放信用额度来清偿我们2024年的部分GHG义务和在Heartland收购中承担的部分GHG义务，碳合规成本减少了1.03亿美元。2024年第二季度，由于使用内部产生和外部购买的排放信用额度来清偿我们2023年GHG义务的一部分，碳合规成本减少了4200万美元。
OM & A受到了以下因素的影响：
•与上年同期相比，2025年第一季度和第二季度以及2024年第三季度和第四季度支持战略和增长举措的支出增加；
•来自于2024年上半年实现商业运营的Horizon Hill和White Rock风力设施的影响；
•在2025年所有季度和2024年第四季度的部分时间增加Heartland设施和相关企业成本；
•2025年前三季度和2024年第四季度规划、设计和实施ERP系统升级带来的更高成本；以及
•2024年第四季度，艾伯塔省市场监督管理局评估了对2021年和2022年期间提供的Brazeau水电辅助服务的自我报告违规行为的处罚。








2025年所有季度的折旧都较高，原因是：
•由于在2024年上半年实现商业运营的White Rock和Horizon风力设施的影响，折旧增加；以及
•2024年第四季度收购Heartland；部分抵消
•对2024年第三季度某些设施使用寿命的修订。
所得税前（亏损）收益受到上述因素以及资产减值费用和转回的影响，原因是：
•2024年第三季度和第四季度以及2025年第三季度和第四季度估计现金流量和贴现率变化驱动的退役资产退役准备金变化；
•由2025年第四季度现金流估计时间变化驱动的Centralia退役准备金的变化；和
•由于2025年第三季度预期生产量的变化和较低的电价假设，与某些风能和太阳能设施相关的减值（扣除冲回）。
归属于普通股股东的净（亏损）收益受到以下因素的影响：
•如上所述，2025年第一季度的收益较低，2025年第二、第三和第四季度的亏损较高；以及
•2025年所有四个季度的净收益较低，归属于非控股权益的净亏损较高，这主要是由于艾伯塔省市场的商家定价较低导致TA Cogen的净收益较低。














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财务状况
资产负债表分析
下表突出显示了2024年12月31日至2025年12月31日期间合并财务状况表的重大变化。
截至 2025年12月31日 2024年12月31日 增加/（减少）
流动资产总额 1,336  1,773 (437)
非流动资产合计 7,325  7,726 (401)
总资产 8,661  9,499 (838)
流动负债合计 1,830  2,569 (739)
非流动负债合计 5,366  5,087 279
负债总额 7,196  7,656 (460)
营运资金
截至2025年12月31日，流动资产与流动负债（包括长期债务和租赁负债的流动部分）的赤字为4.94亿美元（2024年12月31日–流动资产与流动负债的赤字为7.96亿美元）。
流动资产相对于流动负债的赤字主要是由于布鲁克菲尔德的转换选择权可以在2024年12月31日之后的任何时间行使，因此将总额为7.5亿美元的可交换证券归类为流动负债，尽管没有义务交付现金等值资源，布鲁克菲尔德也不能要求偿还。详见合并财务报表附注26。
截至2025年12月31日的赤字较2024年12月31日减少，主要是由于信贷额度、长期债务和租赁负债的当期部分减少。2025年3月25日，公司提前于2025年9月7日的预定到期日偿还了4亿美元的可变利率定期贷款融资，从2025年第一季度完成的4.5亿美元优先票据发行中获得的收益。关于营运资金管理的讨论，请参阅下文的“金融资本”部分。
非流动资产
截至2025年12月31日，非流动资产为73.25亿美元，比截至2024年12月31日的77.26亿美元减少4.01亿美元，主要原因是：
•物业、厂房及设备（PP & E）减少，原因是截至2025年12月31日止年度贬值5.47亿美元，以及将以外币计价的余额换算为列报货币的汇兑损失增加，部分被
2.49亿美元的增资（更多信息请参阅本MD & A的“资本支出”部分）；和
•由于跨多个市场的市场定价变化和价格预测的变化，风险管理资产降低；部分被
•较高的长期金融资产到期提供给可再生能源项目开发商Nova的定期贷款和循环贷款。
非流动负债
截至2025年12月31日的非流动负债为53.66亿美元，比截至2024年12月31日的50.87亿美元增加2.79亿美元，主要原因是：
•由于远期价格变动和跨多个市场的市场定价波动导致风险管理负债增加；以及
•由于2025年3月24日发行的4.5亿美元优先票据，信贷额度、长期债务和租赁负债增加；部分被
•由于负债结算、贴现率修订和估计退役成本导致退役和其他拨备减少；和
•长期债务减少，原因是与我们的债券、优先票据和税收股权融资相关的预定本金偿还，以及偿还，扣除银团信贷额度下的现金提款。
2025年12月22日，公司发行4亿美元优先票据，固定票面年利率为5.9%，于2034年2月1日到期。所得款项用于在2029年11月15日预定到期日之前提前赎回所有未偿还的7.8% 4亿美元优先票据。请参阅本MD & A的“金融资本”和“重大及后续事件”部分。

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合同义务
详见合并财务报表附注36承诺和或有事项。截至2025年12月31日的重大合同义务如下：
 
2026
2027
2028
2029
2030
2031年及之后
合计
天然气和运输合同(1)
83 67 67 63 62 350 692
传输(1)
29 31 22 20 21 114 237
长期服务协议(1)
55 44 21 14 15 105 254
经营租赁(1,2)
5 2 2 2 2 59 72
长期负债(3)
170 331 163 343 281 2,199 3,487
可交换证券(4)
— — — — — 750 750
租赁负债的本金支付 5 5 5 5 5 121 146
长期债务和租赁负债利息(1)(5)
179 184 167 156 138 705 1,529
可交换证券利息(1)(4)
53 53 53 52 53 457 721
增长(1)
7 — 11 — — — 18
合计 586  717  511  655  577  4,860  7,906 
(1)未在综合财务状况表中确认为金融负债，不包括利率对冲的影响。
(2)包括未确认为租赁负债的租赁和尚未开始的租赁。
(3)不包括套期会计和衍生工具的影响。
(4)可交换债券将于2039年5月1日到期，可交换优先股为永续。但是，如果布鲁克菲尔德可再生 Partners或其关联公司（统称为Brookfield）未交换可交换证券，则公司可选择在2028年12月31日之后进行现金支付。根据Brookfield的选择，这些可交换证券目前可在2024年12月31日至2028年12月31日期间交换为TransAlta Hydro Assets的股权所有权权益。
(5)长期债务的利息是基于目前已到位的债务，不假设到期再融资。
金融资本
公司专注于保持强劲的资产负债表和财务状况，以确保获得充足的金融资本。该公司预计，经营活动产生的现金流将足以履行其义务，支持持续的资本支出和短期和长期的资金分红。鉴于其近年来的融资记录，该公司有强大的进入资本市场的渠道，以满足未来的资金需求。截至2025年12月31日，该公司在其信贷额度下的承诺产能总额为22亿美元，其中13亿美元仍可用于短期借款。详情请参阅下文“信贷便利”一节。
该公司通过持续的经营活动产生的现金、可用的信贷额度和进入资本市场来管理营运资金赤字。
管理层继续监测流动性，并考虑到公司合同资产和商户资产的特点，认为当前的杠杆是适当的。
信用评级提供与公司融资成本、流动性和运营相关的信息，并影响公司获得短期和长期融资的能力和/或此类融资的成本。保持强劲的资产负债表还使公司能够以有利于公司财务业绩的条款和价格与各种交易对手签订合同，并通过商品和信贷周期为TransAlta提供更好的进入资本市场的机会。
2025年，穆迪重申公司长期评级为Ba1，展望稳定。晨星信息 DBRS重申公司的发行人评级和无担保债务/中期票据评级为BBB（低），公司的优先股评级为PFD-3（低），展望均为稳定。此外，标普全球评级重申公司的高级无担保债项评级和发行人信用评级为BB +，展望稳定。与我们的信用评级相关的风险在本MD & A的“风险管理”部分进行了讨论。
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资本Structure
我们的资本结构由以下组成部分组成，如下所示：
截至12月31日 2025 2024
$ 占总量% $ 占总量%
高级无担保债务
1,734  31  1,789 29
无追索权债务 1,471  26  1,575 27
追索权债务-OCP债券 166  3  192 3
税收股权融资
76  1  101 1
租赁负债 146  3  151 2
信贷便利、长期债务和租赁负债(1)
3,593  64  3,808 62
加：可交换债券 350  6  350 6
加：银行透支 —  —  1 —
减：现金及现金等价物 (205) (3) (337) (6)
减：TransAlta OCP LP限制性现金(2)
(17) —  (17) —
减：外币计价债务外汇远期合约公允价值 4  —  (7) —
合并净债务总额(3)(4)(5)
3,725  67  3,798 62
可交换优先证券(5)
400  7  400 7
总股本 1,465  26  1,843 31
总资本 5,590  100  6,041 100
(1)信贷融资、长期债务和租赁负债包括综合财务状况表中的流动和非流动部分。有关详细细目，请参阅综合财务状况表附注25。
(2)TransAlta OCP LP的本金部分受限制现金与TransAlta OCP LP债券相关，因为这些现金被限制专门用于偿还债券。
(3)总合并净债务是一种非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是信贷融资总额、长期债务和租赁负债。有关进一步讨论，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(4)由股权核算的合资企业Skookumchuck风电设施的税务股权融资不包含在这些金额中。
(5)总合并净债务不包括可交换优先股，因为出于信用目的，它们被视为具有股息支付的股权。
我们通过以下方式增强了流动性和股东价值：
2025
•2025年12月22日，公司发行4亿美元优先票据，固定票面年利率为5.9%，于2034年2月1日到期。这些票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务享有同等受偿权，对所有未来的次级债务享有优先受偿权。这些票据以票面价值的99.4%发行，收益为5.41亿美元（3.93亿美元），可在三年内赎回。票据的利息每半年支付一次，分别于2月1日和8月1日支付，第一次支付将于2026年8月1日开始。
•2025年12月22日，该公司在2029年11月15日的预定到期日之前提前赎回了所有未偿还的7.8%的4亿美元优先票据。
•截至2025年12月31日止年度，银团信贷融资规模由1.95美元减至
19.0亿美元，期限延长一年至2029年6月30日。
•在截至2025年12月31日的一年中，总额为2.4亿美元的双边信贷安排的到期日也延长了一年，至2027年6月30日。
•2025年3月24日，公司发行了4.5亿美元的优先票据，固定年票息为5.6%，于2032年3月24日到期。票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务享有同等受偿权，与所有未来的次级债务享有优先受偿权。票据的利息支付每半年支付一次，时间分别为3月24日和9月24日。
•2025年3月25日，公司提前于2025年9月7日预定到期日偿还了4亿美元的可变利率定期贷款融资，所得款项来自4.5亿美元的优先票据发行。

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•在截至2025年12月31日的一年中，公司通过我们的NCIB计划以每股12.42美元的平均价格购买并注销了193.28万股普通股，总成本为2400万美元。
2024
•在截至2024年12月31日的一年中，公司通过我们的NCIB计划以每股10.59美元的平均价格购买并注销了13,467，400股普通股，总成本为1.43亿美元；和
•作为Heartland收购的一部分，该公司承担了新的信贷融资和信用证融资。
信贷便利
公司的信贷额度汇总于综合财务报表附注25。
该公司保持强劲的财务状况，截至2025年12月31日的流动资金为15亿美元。信贷便利是内部产生现金流后短期流动性的首要来源。
截至2025年12月31日，该公司的总承诺产能为22亿美元，其中签发了6.06亿美元的信用证，并提取了9800万美元的现金。在4亿美元的非承诺容量下，公司签发了2.23亿美元的全额支持信用证，这减少了承诺信贷额度上的可用容量。该公司遵守其信贷额度下的所有契诺，所有未提取金额均已完全可用。
除了13亿美元的剩余承诺产能净额外，公司还持有2.05亿美元的现金和现金等价物，因此截至2025年12月31日，可用流动资金总额为15亿美元。
TransAlta的债务有条款和条件，包括财务契约，这些条款和条件被认为是普通的和惯常的。截至2025年12月31日，公司遵守所有债务契约。
无追索权债务和其他
所有无追索权债务、TransAlta OCP LP债券和Heartland信贷融资均受惯常融资条件和契约的约束，这些条件和契约可能会限制公司获得融资设施运营产生的资金的能力。在满足特定的分配测试后，通常每季度执行一次，这些资金可以由附属实体分配给各自的母实体。这些条件包括在分配前满足偿债覆盖率，这些实体在2025年第四季度满足，但Windrise Wind LP除外。4季度测试以来积累的Windrise中的资金将一直留在那里，直到下一个偿债覆盖率
按2026年第一季度计算。截至2025年12月31日，有1.01亿美元（2024年12月31日– 1.17亿美元）的现金受到这些财务限制。
截至2025年12月31日，TEC Hedland Pty Ltd.持有的800万美元（900万澳元）资金无法为其他公司实体所用，因为这些资金必须仅由项目实体用于支付主要维护费用。
此外，某些无追索权债券要求建立准备金账户，并通过存款现金和/或提供信用证提供资金。
在2026年至2028年期间，该公司有总计6.64亿美元的预定债务和税收股权偿还。这7.5亿美元的可交换证券可在2024年12月31日至2028年12月31日期间交换为TransAlta的Alberta Hydro Assets的股权所有权权益。
保证合同
我们有义务签发信用证和现金抵押品，以担保对某些方的潜在负债，包括与潜在环境义务、商品风险管理和对冲活动、养老金计划义务、建设项目和购买义务相关的负债。截至2025年12月31日，我们提供了总额为8.29亿美元（2024 – 8.65亿美元）的信用证和9200万美元（2024 – 1.24亿美元）的现金抵押品。
这些信用证和现金抵押品为我们的综合财务状况表中风险管理负债、设定受益义务和其他长期负债以及退役和其他条款项下包含的某些金额提供担保。截至2025年12月31日，未偿信用证价值的下降主要与第三方合同下的合同要求发生变化以及根据Heartland信贷安排签发的信用证减少有关。
美国税收权益融资和生产税收抵免
该公司拥有符合美国可再生能源设施税收优惠条件的风力设施的股权。现行美国税法允许符合条件的风能项目获得生产税收抵免（PTC），在项目运营的前10年，每兆瓦时的发电量可获得生产税收抵免（PTC）。为了将税收优惠货币化，该公司与投资于这些设施的税收股权投资者（TEI）合作，以换取税收优惠和现金的一部分。TransAlta将TEI的利息视为长期债务，其中现金分配和分配给TEI的税收优惠主要减少了长期债务余额。当TEI实现商定的税后投资回报时，项目发生翻转点（Flip Point）。在实现翻转点之前，TEI被分配到基本上所有的
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应税属性，包括生产的PTC和一定比例的现金。触点到达后，
公司保留了该设施产生的几乎所有现金和应税收入（损失）。
下表概述了有关公司具有PTC资格的税务股权融资安排的信息：
设施
商业
操作日期
预期翻转
点
初始TEI
投资（$ US）
预计
年度PTC（$ US）
预期年度付费捐款（美元）
TEI分配
现金
分布
（预翻转点）
未贴现(1)
（$美元）
TEI分配
应课税
收入和
PTC
（预翻转点）
湖风 2014 2030 45 — — 11 99 %
大水平和安特里姆 2019 2029 126 11 2 33 99 %
Skookumchuck(2)
2020 2030 121 11 — 14 99 %
北卡罗莱纳太阳能 2021 2030 64 — — 3 — %
(1)从2025年12月31日到预期翻转点的累计预期现金分配。
(2)该公司在Skookumchuck风力设施中拥有49%的权益，根据国际财务报告准则，该设施被视为股权投资，我们在净收益中的比例份额在国际财务报告准则下的收益表中反映为股权收入。
对资本提供者的回报
利息收入和利息支出
利息费用的构成部分在合并财务报表附注10中披露。我们的调整后EBITDA与我们的FFO和FCF的对账中的净利息支出计算如下：
截至12月31日的3个月， 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
利息支出
81  92 347  324
减：利息收入
(10) (11) (28) (30)
减：非现金项目(1)
(11) (17) (55) (63)
净利息支出(2)
60  64 264  231
(1)非现金项目包括拨备计提、融资成本摊销、实物支付利息和其他非现金项目。
(2)净利息费用是一种非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。详细计算见上表。
截至2025年12月31日止三个月及一年的利息收入与2024年同期相当。
截至2025年12月31日止三个月的利息支出低于2024年同期，主要是由于优先票据在2025年以较低利率再融资后利息降低，以及提前赎回4亿美元优先票据的净收益，部分被增加Heartland定期贷款的债务利息增加所抵消。
截至2025年12月31日止年度的利息支出高于2024年同期，主要是由于增加Heartland定期贷款导致债务利息增加，以及由于与2024年相比，2025年期间的建筑活动减少导致资本化利息减少，部分被较低的利息所抵消
优先票据因2025年期间以较低利率再融资以及提前赎回4亿美元优先票据的净收益。
股本
有关已发行和流通的普通股和优先股的详情，请参阅综合财务报表附注28和29。
截至2026年2月26日，已发行普通股数量为2.968亿股。发行在外的优先股数量如下：A系列960万股、B系列240万股、C系列1000万股、D系列100万股、E系列900万股、G系列660万股。

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现金流
下表突出显示了截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的合并现金流量表的重大变化：
截至12月31日止年度 2025 2024 增加/（减少）
现金及现金等价物，年初
337  348 (11)
提供（用于）：    
经营活动 646  796 (150)
投资活动 (418) (520) 102
融资活动 (362) (291) (71)
换算对外币现金的影响
2  4 (2)
现金及现金等价物，年末
205  337 (132)
经营活动现金流
截至2025年12月31日止年度经营活动产生的现金较2024年减少，主要原因如下：
截至12月31日止年度
截至2024年12月31日止年度经营活动产生的现金流
796
较低的毛利率是由于收入下降，部分被较低的碳合规以及较低的燃料和购买的电力成本所抵消。
(87)
较高的OM & A是由于增加了Heartland设施和相关的公司成本；战略和增长计划的支出、与ERP系统升级的规划、设计和实施相关的支出增加以及White Rock和Horizon Hill风力设施在2024年上半年实现商业运营的影响，部分被较低的Heartland收购相关交易和重组成本（主要包括遣散费、法律和咨询费）所抵消。
(56)
由于与2024年同期的所得税前利润相比，2025年的所得税前亏损更高，因此降低了当期所得税费用。
94
利息支出增加主要是由于增加Heartland定期贷款导致债务利息增加，以及由于2025年建筑活动减少导致资本化利息减少。
(23)
由于应付账款和应计负债减少以及应付所得税减少，非现金经营营运资金余额发生不利变化，但被应收账款减少和提供的抵押品减少部分抵消。 (35)
解决与阿尔伯塔省市场监督管理局2024年评估相关的Brazeau处罚，该评估涉及与2021年和2022年期间提供的水电辅助服务相关的自我报告违规行为。
(33)
其他非现金项目 (10)
截至2025年12月31日止年度经营活动产生的现金流
646 
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用于投资活动的现金流
截至2025年12月31日止年度用于投资活动的现金较2024年减少，主要原因如下：
截至12月31日止年度
截至2024年12月31日止年度用于投资活动的现金流
(520)
与公司投资诺瓦相关的2025年长期金融资产增加额。
(145)
由于与本年度相比，截至2024年12月31日止年度的建设计划规模更大，PP & E的新增较低。
62
2024年收购Heartland。
217
由于较低的资本应计，非现金投资营运资金余额发生不利变化。
(3)
其他(1)
(29)
截至2025年12月31日止年度用于投资活动的现金流 (418)
(1)主要包括融资租赁付款、出售物业厂房及设备的收益由受限制现金结余及其他投资项目的增加所抵销。
用于融资活动的现金流
截至2025年12月31日止年度用于筹资活动的现金较2024年增加，主要原因如下：
截至12月31日止年度
截至2024年12月31日止年度用于筹资活动的现金流 (291)
2025年第四季度偿还4亿美元7.8%优先票据。
(573)
在2025年第一季度偿还4亿美元的可变利率定期贷款。 (400)
与上一年相比，2025年长期债务偿还额更高。 (175)
2025年第四季度发行4亿美元5.9%优先票据。
541
2025年第一季度发行4.5亿美元5.6%优先票据。
450
与上一年相比，2025年NCIB下的普通股回购减少。 119
还款，扣除银团信贷额度下的现金提款。 (48)
由于净收益下降，支付给非控股权益的分配减少。
29
与发行新债相关的融资费用较高。
(7)
其他(1)
(7)
截至2025年12月31日止年度用于筹资活动的现金流 (362)
(1)包括较高的普通股股息、较低的普通股发行收益和较低的金融工具已实现收益，部分被非现金融资营运资金余额的有利变化和融资租赁义务下的付款减少所抵消。


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资本支出
维持资本和增长以及发展资本支出是补充财务措施，分别用于表示我们与现有设施的安全可靠运营和项目建设相关的支出。维持资本与成长发展资本之和
支出，经非现金项目和转移调整后，等于合并现金流量表期间物业、厂房和设备及无形资产以及开发资本支出的增加额。
维持资本支出
我们正处于一个需要大量资本支出的长周期业务中。我们的目标是承担可持续的资本支出，以确保我们的设施可靠和安全地运行。维持资本就是资本
为维持现有资产的现有产能或生产至其使用寿命结束而进行的重大维护所产生的支出。

公司按分部划分的维持性资本支出汇总如下表：
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度

2025 2024 2025 2024
水电 14  22 46  56
风能和太阳能 6  8 24  20
气体 22  32 78  52
能源转型 —  — —  12
企业 3  5 14  2
持续的资本支出
45  67 162  142
截至2025年12月31日止三个月的总维持性资本支出较2024年同期减少2200万美元，主要原因是：
•由于支出的时间安排，降低了我们加拿大天然气设施的主要维护；和
•由于支出时间安排，降低了我们在艾伯塔省的Hydro设施的主要维护。
与2024年相比，2025年的维持性资本支出总额增加了2000万美元，这主要是由于：
•由于支出时间安排以及从Heartland收购的天然气设施增加了维护，我们加拿大天然气设施的主要维护费用增加；
•风能和太阳能部门的主要维护费用增加；部分被
•本期能源转型板块未发生重大检修；及
•由于支出时间安排，降低了我们在艾伯塔省的Hydro设施的主要维护。
截至2024年12月31日止年度的总维持性资本支出也受到2024年第一季度收到与公司总部相关的租赁奖励的影响，包括在企业部门中。

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增长和发展资本支出
增长和开发支出受到开发管道内项目的时间安排和建设的影响。增长资本是指将为公司增加兆瓦或将产生新的增量收入和
包括符合资本化标准的工程、设计、承包、许可、工资和间接费用支出。
下表提供了我们按细分市场划分的增长和发展支出：
截至12月31日的3个月 截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
水电 1  3 3  9
风能和太阳能 34  10 33  64
气体 13  21 56  59
能源转型 4  — 8  —
增长和发展支出
52  34 100  132
截至2025年12月31日止三个月的增长和发展支出高于2024年同期，主要是由于：
•由于俄克拉何马州风力设施的最终完成付款和花园平原风力设施就施工阶段产生的纠纷向第三方承包商付款，导致风能和太阳能部门的支出增加；部分被
•天然气部门的支出减少，主要是由于2024年第四季度部分时间工厂停电导致萨尼亚完成了资本维护。
截至2025年12月31日止年度的增长和发展支出低于2024年，主要原因是：
•由于大部分增长项目在2024年上半年实现商业运营，风能和太阳能的支出减少；部分被
•能源转型部分的更高支出与Centralia从煤炭转换为天然气有关，这延长了现有工厂的运营寿命。
有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“战略优先事项”部分。













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战略重点
该公司仍然专注于投资于满足客户和社区不断变化的需求的电力解决方案。我们的战略侧重于最大化我们基础业务的价值，包括有效运营我们多样化的船队，通过我们独特的营销和贸易能力提高价值，通过并购、在我们的遗留发电站点和从我们的开发管道进行再开发来增加战略资产，不断优化我们的艾伯塔省船队并扩大我们的发电组合。凭借严格的资本配置方法，我们处于有利地位，可以通过在加拿大、美国和西澳大利亚的核心运营市场的机会创造长期股东价值。

公司继续在关键战略优先事项上取得强劲进展，确保业务保持弹性、以增长为重点并与不断变化的能源格局保持一致。
卓越运营，实现我们基地业务价值最大化
安全、可靠的运营
安全是我们的核心价值，安全生产是唯一的生产。公司的安全驱动运营战略建立在我们广泛的运营历史和我们团队的专业知识之上，使我们能够兑现当前和未来的运营承诺。我们还致力于持续改进并确定更多方法，以最大限度地提高运营效率并降低成本，最终使我们的客户受益并增加股东价值。
优化艾伯塔舰队
在艾伯塔省，该公司继续积极部署对冲策略和优化活动，以减轻商业电价下降的影响。收购Heartland Generation显着加强了我们在艾伯塔省的投资组合，我们的船队不断优化，以应对艾伯塔省日益增加的供应波动和间歇性。该公司正在通过增强运营能力和灵活性来最大限度地提高其水电船队的价值。
该公司还在推进各项举措，以最大限度地发挥我们现有热力资产的价值，满足对数据中心负载以及负担得起的可靠电力不断增长的需求。
增强财务灵活性
该公司保持强劲的财务状况，截至2025年12月31日拥有15亿美元的流动资金，并对资本分配和成本控制采取严格的方法。该公司通过股票回购和股息支付来平衡增长、债务偿还和股东回报方面的投资。为反映对业务的信心，将年度普通股股息提高8%至每股0.28美元，这是我们连续第七次提高股息，自2026年7月1日起生效。
与纪律一起成长，为我们的股东实现价值最大化
推进遗留站点项目
该公司看到了在我们的阿尔伯塔省和华盛顿州核心运营辖区通过创新、可靠和负担得起的电力解决方案支持能源转型建设的相当大的机会，包括数据中心，我们正积极寻求与现有和潜在客户的增值机会。我们认为，我们目前的站点具有重大价值，并为客户提供了独特的优势，可以通过棕地开发实现。
具体来说，我们很高兴地宣布了一项在Centralia推进煤改气的收费协议，以及一项在艾伯塔省推进数据中心开发的谅解备忘录。
追求增生并购
公司将继续寻求并购机会，重点放在我们的核心管辖范围内，这些机会对我们的资产组合具有增值作用和互补性，或者可以通过我们的能源营销和贸易业务得到增强。
开发绿地项目
绿地项目的开发集中在我们的核心辖区，并在燃料类型和技术方面实现多样化。该公司的开发管道为有吸引力的长期增长提供了可选性，这将增加股东价值，超越我们遗留场地存在的机会。
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增长
在2024年和2025年期间，我们完善了我们的开发管道，以适应不断变化的监管和互联动态，同时推进我们遗留资产的机会。该管道现在包括860兆瓦的中期项目和2590兆瓦的早期项目。我们仍然专注于现有热力场地的重新开发，并在我们的核心市场寻求绿地和并购机会。
早期发展
项目可行性评估通过初步评估，包括市场、技术、土地和许可评估。里程碑包括确保关键的土地所有者控制、建立互联接入、传输能力、现场资源测量和初步利益相关者协商。如果确定了可行的经济发展路径，项目就推进到中期发展阶段。
下表显示了目前处于早期开发阶段的未来增长项目的管道：
早期项目（MW） 热力发电 风 太阳能 存储 合计
各种 1,590 465 190 345 2,590
中期发展
项目范围和商业结构在中期发展成熟。关键里程碑包括最终确定核心技术和位置、确保对土地的全面控制、通过互联互通进程取得进展、启动
承购谈判，推进环境和监管申请，并编制第4类资本成本估算。成功完成中期开发意味着一个项目准备好进行详细的定义，以支持最终的投资决定。
下表显示了目前处于中期开发阶段的未来增长项目的管线：
中期项目（MW） 热力发电 风 太阳能 存储 合计
加拿大 — 100  — 20 120
美国
700  — — — 700 
西澳大利亚州 — — 40 — 40
合计 700  100  40  20 860
在建项目
当前在建项目通过现有流动资金在近期内进行融资，我们继续在逐个资产的基础上探索永久性融资方案。
以下项目已获董事会批准，已执行购电协议（PPA），目前正在建设中或正在调试中：
项目总额（百万美元）
项目 类型 地区 兆瓦 估计数
花		 花到
日期		 目标
完成
日期
购电协议
任期
（年）
现状
西澳大利亚州
Mount Keith West网络升级 传输 西澳 — 40澳元 — 42澳元 37澳元 2026年第一季度 13
•所有主要设备交付并安装
•按计划将于2026年第一季度完成
合计(1)
— $34 — $36  $36
(1)预计支出总额使用2025年的加元远期汇率进行换算。截至目前的支出使用期末结盘率进行了换算。

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其他合并分析
关联交易
在正常经营过程中，我们与关联方，包括合并和权益核算实体，按市场条款进行交易，这些交易已按交换价值计量并在合并财务报表中确认，包括但不限于购电和衍生合同。进一步详情请参阅综合财务报表附注35、关联交易。
承诺
进一步详情请参阅综合财务报表附注36承诺和或有事项。
孔廷encies
TransAlta偶尔会在其正常业务过程中出现的各种索赔以及法律和监管程序中被指定为当事人。TransAlta评论
这些索赔中的每一项，包括索赔的性质、争议或索赔的金额以及保险范围的可用性。无法保证任何特定索赔将以有利于公司的方式解决，或此类索赔可能不会对TransAlta产生重大不利影响。在正常业务过程中也可能出现监管机构的询问，公司按要求对此作出回应。
该公司持续对其在艾伯塔省能源和辅助服务市场的报价和报价行为进行内部审查，并将根据要求自行报告涉嫌违规行为或回应监管机构的询问。目前无法确定任何特定事项将以有利于公司的方式解决，或该等事项可能不会对TransAlta产生重大不利影响。
进一步详情请参阅综合财务报表附注36承诺和或有事项。
选定的年度信息
截至12月31日止年度 2025 2024 2023
收入 2,405  2,845 3,355
（亏损）所得税前利润 (141) 319 880
归属于普通股股东的净（亏损）收益 (190) 177 644
归属于普通股股东的每股净（亏损）收益，基本和稀释 (0.64) 0.59 2.33
总资产 8,661  9,499 8,659
非流动负债合计 5,366  5,087 5,253
每股普通股宣布的股息 0.26  0.24 0.22
每股优先股宣派股息： 1.36  1.36 1.33
A系列 0.72  0.72 0.72
B系列 1.16  1.60 1.72
C系列 1.46  1.46 1.46
D系列 1.42  1.87 1.99
E系列 1.72  1.72 1.72
G系列 1.69  1.47 1.25
系列I(1)
70.00  70.00 70.00
(1)系列I优先股作为长期债务入账。详情请参阅附注26。
有关影响截至2025年12月31日和2024年12月31日年度的因素，请参阅本MD & A的“合并信息的财务业绩审查”和“选定的季度信息”部分。



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收入 截至2024年12月31日止年度总额为28.45亿美元，与2023年相比减少5.1亿美元，即15%，主要原因是：
•较低的商家现货和跨市场的对冲电价；部分被
•White Rock和Horizon Hill风力设施、Northern Goldfields太阳能设施、Mount Keith 132kV扩建和Kent Hills风力设施恢复服务的商业运营；以及
•由于2024年第四季度收购Heartland，收入增加。
所得税前利润 截至2024年12月31日止年度，与2023年相比，减少了5.61亿美元，即64%，主要原因是：
•以上导致营收较低的因素；
•资产减值费用增加与退役资产的退役拨备增加有关，原因是贴现率下降和估计退役成本修正，以及与不再进行的开发项目相关的减值费用增加；
•由于Heartland收购相关的交易和重组成本、与ERP系统计划升级的规划和设计工作相关的支出以及艾伯塔省市场监督管理局因2021年和2022年期间提供的与Hydro辅助服务相关的自我报告违规行为而评估的处罚，导致OM & A较高；
•利息支出增加，主要是由于与2023年相比，2024年的建筑活动减少导致资本化利息减少；部分被
•燃料和购买的电力成本较低，原因是哥伦比亚中部电力回购价格较低，燃料消耗较低，原因是艾伯塔省天然气部分的调度优化程度较高，能源转型部分的经济调度较高，天然气价格较低；和
•折旧费用减少是由于对前期和当前期间某些设施的使用寿命进行了修订，部分被White Rock和Horizon Hill风力设施的商业运营以及Kent Hills风力设施的恢复服务所抵消。
归属于普通股股东的净利润截至2024年12月31日止年度，与2023年相比减少4.67亿美元，即73%，主要原因是：
•上述导致所得税前利润较低的因素；部分被
•归属于非控股权益的净利润较低主要是由于TA Cogen的净利润较低，这是由于艾伯塔市场的商家定价较低。
总资产 截至2024年12月31日，与2023年12月31日相比增加了8.4亿美元，这主要是由于Heartland的收购。
非流动负债合计 截至2024年12月31日，与2023年12月31日相比，减少了1.66亿美元，主要原因是：
•被归类为流动负债的可交换证券；部分由
•收购Heartland导致非流动负债增加。
非国际财务报告准则和补充财务措施
我们使用多项财务指标来评估我们的业绩和我们业务部门的业绩，包括以非国际财务报告准则为基础提出的指标和比率，如下所述。除非另有说明，所有金额均以加元为单位，均来自我们根据国际财务报告准则编制的合并财务报表。我们认为，这些非国际财务报告准则的金额、衡量标准和比率，连同我们的国际财务报告准则金额一起阅读，可以让读者更好地了解管理层如何评估结果。
非国际财务报告准则的金额、计量和比率在国际财务报告准则下不具有标准化含义。它们不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性，不应与我们的IFRS结果分开看待、作为替代，或比我们的IFRS结果更有意义。
我们通过对我们认为未反映的某些项目调整某些IFRS措施来计算调整后的措施
我们在此期间的持续运营。除另有说明外，除非另有说明，否则这些调整后的计量是在不同时期的一致基础上计算的，并针对每个时期的特定项目进行调整。
非国际财务报告准则财务措施
调整后的EBITDA、调整后的收入、调整后的燃料和购买的电力、调整后的毛利率、调整后的OM & A、调整后的其他营业收入净额、调整后的所得税前利润（亏损）、调整后的归属于普通股股东的所得税后净（亏损）利润、FFO、FCF、合并净债务总额、调整后的净债务和净利息费用是本MD & A中列报的非国际财务报告准则计量。本节提供了有关这些非《国际财务报告准则》计量的更多信息，包括它们与最具可比性的《国际财务报告准则》计量的对账。


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经调整EBITDA
各业务板块对其以调整后EBITDA计量的经营业绩承担责任。调整后的EBITDA是管理层的一个重要指标，代表了我们的核心运营成果。
在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以去除已实现收益（亏损）对已结汇头寸的影响，该影响一直包含在调整后EBITDA构成中，直到2024年第四季度。此次调整旨在解释我们内部和外部报告的结果之间的时间差异，在市场更加动荡的时候很有用。为简化我们的报告，已实现收益（损失）对已平仓交易所头寸的影响被删除。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以去除澳大利亚利息收入的影响，该收入一直包含在调整后的EBITDA构成中，直到2024年第四季度。最初，在2017年7月南黑德兰设施投产时，我们预付了大约7400万美元的输配电费用。记录在预付资金上的利息收入被重新归类为每期支出的输配电成本的减少，以反映业务的净成本。澳大利亚利息收入的影响被删除，以简化我们的报告，因为金额并不重要。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
利息、税收、折旧和摊销不包括在内，因为会计处理的差异可能会扭曲我们的核心业务结果。此外，还进行了某些重新分类和调整，以更好地评估结果，不包括那些可能无法反映持续经营业绩的项目。这个演示文稿可能有助于读者对趋势的分析。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是所得税前利润。
以下是为达成非国际财务报告准则措施而进行的调整的说明：
调整后收入
调整后的收入是经调整后的收入（最直接可比的IFRS衡量标准），以排除：
•未实现的盯市损益和未实现的汇兑损益对商品交易的影响。
•我们在加拿大和西澳大利亚拥有的某些资产是完全承包的，并根据国际财务报告准则记录为融资租赁。我们认为，将我们根据合同收到的付款作为容量付款反映在我们的收入中而不是作为
融资租赁收入及应收融资租赁款减少。
•所需剥离的收入，因为它们不反映持续的业务表现。
•2024年的Brazeau处罚，由艾伯塔省市场监督管理局针对2021年和2022年期间提供的与Hydro辅助服务相关的自我报告违规行为发布。截至2024年12月31日止年度的调整后收入中已排除这些罚款，因为它们并不代表持续的业绩。2022年，最初在收入中确认了2000万美元的拨备，反映了潜在的收入上缴，以及200万美元的潜在罚款和罚款。最终评估不包含任何收入的上缴和3300万美元的罚款。这导致在截至2024年12月31日止年度的收入中的原始非法所得拨备被转回，并确认了在OM & A中评估的全部罚款金额。
调整后的燃料和购买的电力
调整后的燃料和购买的电力是燃料和购买的电力（最直接可比的国际财务报告准则衡量标准），调整后将燃料和购买的电力排除在所需的剥离之外，因为它没有反映持续的业务业绩。
调整后的OM & A
调整后的OM & A为OM & A（最直接可比的IFRS衡量标准），调整后不包括：
•终止、重组和设施关闭成本主要是作为战略决策和设施关闭的一部分而产生的成本，这些成本并不代表持续的业务表现，也不反映公司未来产生现金流的能力。终止、重组和设施关闭成本主要包括终止、遣散、库存减记和相关成本。
•与收购相关的交易和重组成本，主要包括遣散费、法律和咨询费，因为这些不反映持续经营业绩。
•ERP集成成本代表现有ERP系统升级的规划、设计和实施成本，因为它们代表不定期发生的项目成本，因此不反映持续的绩效。
•由于它不反映持续的业务表现，所以OM & A来自所需的资产剥离。
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•2024年的Brazeau处罚，由艾伯塔省市场监督管理局发布，针对2021年和2022年期间提供的与Hydro辅助服务相关的自我报告违规行为。由于该处罚不代表持续业绩，因此已从截至2024年12月31日止年度的OM & A中排除。该拨备最初是在2022年根据估计数确认的，并在2024年根据该事项的实际解决情况进行了修订。
调整后净其他营业收入
调整后净其他营业收入为净其他营业收入（最直接可比的国际财务报告准则衡量标准），调整后不包括：
•与塔楼倒塌的肯特山重置费用相关的保险赔偿，因为这些费用与投资活动有关，并不反映持续的业务表现。
•2024年的Sundance A退役费用补偿不包括在内，因为它涉及解决不再运营的设施的应急费用。有关进一步详情，请参阅我们合并财务报表的附注8。
额外调整
除利息、税项、折旧及摊销外的盈余（亏损）调整
•应付或有对价的公允价值变动不包括在内，因为它不能反映持续经营业绩。
•资产减值费用和转回不包括在内，因为这些是影响折旧和摊销的会计调整，并不反映持续的业务表现。
•资产出售的任何收益或损失或汇兑收益或损失不包括在内，因为这些不属于营业收入的一部分。
权益投资的调整
在2020年第四季度，我们收购了Skookumchuck风力设施49%的权益，根据国际财务报告准则，该设施被视为股权投资，我们在净收益中的比例份额根据国际财务报告准则在收益表中反映为股权收入。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，我们已将我们在Skookumchuck风力设施的调整后EBITDA中的比例份额纳入我们的调整后EBITDA总额中。此外，在Wind and Solar调整后的业绩中，我们计入了我们在收入和费用中的比例份额，以反映这项投资的全部运营结果。我们没有将其他权益核算投资的调整后EBITDA包括在我们的调整后EBITDA总额中，因为它不代表我们的常规发电业务。
所得税前调整后（亏损）盈利
所得税前调整后（亏损）收益是指针对某些项目调整后的分部（亏损）收益，我们认为这些项目不反映持续经营业绩，是评估每个分部业绩趋势的重要指标。
有关为计算所得税前调整后（亏损）收益而对所得税前（亏损）收益（最直接可比的国际财务报告准则计量）所做的调整的详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则计量按分部在合并基础上的调节”部分。
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益是指根据特定的重新分类和调整及其税收影响进行调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益，是评估业绩的重要指标。有关对归属于普通股股东的净（亏损）收益（最直接可比的国际财务报告准则计量）进行的重新分类和调整的详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则计量按分部在合并基础上的调节”部分中的净（亏损）收益与调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益的调节。
调整后归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收益
调整后归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收益的计算方法为调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益除以该期间已发行普通股的加权平均数。该衡量标准有助于显示我们核心经营业绩的每股普通股收益，因为它排除了不反映持续经营业绩的项目的影响。调整后每股普通股应占净（亏损）收益是非国际财务报告准则比率，最直接可比的国际财务报告准则计量是归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收入。请参阅本MD & A的“按分部划分的非国际财务报告准则措施在合并基础上的调节”部分中的所得税前（亏损）收益与调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益的调节。

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运营资金（FFO）
FFO是一个重要的指标，因为它提供了营运资本变化前经营活动产生的现金的代理，并提供了与前期结果进行比较来评估现金流趋势的能力。FFO是一种非国际财务报告准则的衡量标准。有关为计算FFO而对经营活动现金流（最直接可比的IFRS计量）所做调整的描述，请参阅本MD & A的“经营活动现金流对FFO和FCF的调节”部分。
经营活动现金流调整
•与Skookumchuck风电设施相关的FFO，在IFRS下被视为权益核算投资，股权收入，扣除合资企业的分配，在IFRS下计入运营现金流。由于这项投资是我们常规发电业务的一部分，我们已将我们的FFO比例份额包括在内。
•就应收融资租赁款项收到的付款被重新分类以反映经营活动产生的现金。
•我们对与收购相关的交易和重组成本相关的成本进行调整，这些成本不能反映正在进行的运营。
•我们对2020年决定加速脱煤和2021年Highvale矿停产（清洁能源转型条款和调整）相关的经营活动现金流中包含的项目进行调整。
•艾伯塔省市场监督管理局对我们Brazeau水电设施在2021年和2022年期间提供的辅助服务的自我报告违规行为处以总计3300万美元的罚款。这些罚款在2024年第四季度的OM & A中得到确认，并在2025年第一季度支付，由于不反映持续的业务业绩，因此已被排除在FFO构成之外。
•Sundance不包括2024年的退役费用补偿，因为它涉及解决不再运营的设施的应急费用。
•其他调整包括生产税收抵免的支付/收入，这是对股权债务征税的减少，包括来自股权核算的合资企业的分配。
自由现金流（FCF）
FCF是一个重要的指标，因为它代表可用于投资于增长计划、按期偿还本金债务、偿还到期债务、支付普通股股息或回购普通股的现金数量，并且它提供了将现金流趋势与前期结果进行比较的能力。营运资本的变化被排除在外，这样FFO和FCF就不会被我们认为是暂时性的变化所扭曲，这反映了（其中包括）季节性的影响
收付款的因素和时间。FCF是一种非国际财务报告准则下的衡量标准。有关对经营活动现金流进行调整（最直接可比的IFRS计量）以计算FCF的说明，请参阅本MD & A的“经营活动现金流对FFO和FCF的调节”部分。
调整后净债务
调整后的净债务计算为信贷融资、长期债务和租赁负债、可交换债券、50%的已发行优先股和可交换优先股的流动和非流动部分之和，减去现金和现金等价物，减去TransAlta OCP限制性现金的本金部分和债务对冲工具的公允价值。将这一项目逐期呈现给管理层和投资者提供了与前几期结果相比更容易评估杠杆趋势的能力。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是总信贷额度、长期债务和租赁负债。
合并净债务总额
综合债务总额的计算方法是信贷安排的流动和非流动部分、长期债务和租赁负债、可交换债券，减去TransAlta OCP限制性现金的本金部分。总合并净债务不包括可交换优先股，因为出于信用目的，它们被视为具有股息支付的股权。将这一项目逐期呈现给管理层和投资者提供了与前几期结果相比更容易评估杠杆趋势的能力。最直接可比的IFRS衡量标准是信贷融资总额、长期债务和租赁负债；有关调节，请参阅本MD & A的“金融资本”部分。
净利息支出
净利息支出按总利息支出减去总利息收入和非现金项目计算。详细测算请参见本MD & A“调整后EBITDA与FFO和FCF的对账”部分表格。净利息支出是在FFO和FCF计算中近似于现金流出的实际支付的现金利息的代理。最直接可比的国际财务报告准则计量是总利息费用。
调整后毛利率
调整后的毛利率计算为调整后的收入减去调整后的燃料和外购电力以及碳合规成本，其中对收入或燃料和外购电力的调整如上所述。Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。最直接可比的国际财务报告准则衡量标准是综合收益表中的毛利率。

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非国际财务报告准则比率
每股FFO、每股FCF和调整后净债务与调整后EBITDA的比率是本MD & A中列报的非国际财务报告准则比率。有关更多信息，请参阅本MD & A的“经营活动现金流与FFO和FCF的对账”和“关键的非IFRS财务比率”部分。
每股FFO和每股FCF
每股FFO和每股FCF的计算方法是使用该期间已发行普通股的加权平均数。每股FFO和每股FCF均为非国际财务报告准则比率。
补充财政措施
•可用流动性
•每股经营活动产生的现金流
•持续的资本支出
•增长和发展支出
•Alberta Hydro Assets辅助服务收入（总额和每兆瓦时收入）
•Alberta Hydro Assets收入（总额和每兆瓦时收入）
•其他水电资产收入
•其他水电收入
•Highvale矿山复垦支出
•Centralia矿山复垦支出
•已实现汇兑收益（亏损）
•未实现汇兑收益（亏损）
•艾伯塔省电力投资组合指标
•每兆瓦时已实现商户电价
•对冲电价平均每兆瓦时
•每兆瓦时燃料成本
•每兆瓦时碳排放达标情况

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第四季度非国际财务报告准则措施按分部合并口径对账
下表反映了按分部划分的调整后EBITDA，并提供了截至2025年12月31日止三个月的所得税前亏损对账：
水电
风能和太阳能(1)
气体 能源转型 能源
市场营销		 企业 合计
权益核算投资(1)
重新分类调整 国际财务报告准则财务
收入 58  58  347  110  28  5  606  (7) —  599 
重新分类和调整：
未实现按市值计价损失（收益）
2  83  (1) 5  1  —  90  —  (90) — 
应收融资租赁款减少 —  1  6  —  —  —  7  —  (7) — 
融资租赁收入 —  1  5  —  —  —  6  —  (6) — 
商品未实现汇兑损失 —  —  2  —  1  —  3  —  (3) — 
调整后收入
60  143  359  115  30  5  712  (7) (106) 599 
燃料和购买的电力 (4) (7) (161) (81) —  (5) (258) —  —  (258)
碳遵守情况 —  (1) (39) —  —  —  (40) —  —  (40)
调整后毛利率
56  135  159  34  30  —  414  (7) (106) 301 
OM & A (16) (24) (69) (20) (9) (50) (188) 2  —  (186)
重新分类和调整：
终止、重组和设施关闭费用 —  —  1  2  —  12  15  —  (15) — 
ERP集成成本
—  —  —  —  —  9  9  —  (9) — 
与收购相关的交易和重组成本 —  —  —  —  —  1  1  —  (1) — 
调整后的OM & A (16) (24) (68) (18) (9) (28) (163) 2  (25) (186)
税项，除所得税外 (1) (8) (6) —  —  1  (14) —  —  (14)
其他经营（费用）收入净额 —  (1) 11  —  —  —  10  —  —  10 
经调整EBITDA(2)
39  102  96  16  21  (27) 247 
折旧及摊销 (12) (52) (69) (10) —  (6) (149) 1  —  (148)
股权收益 —  —  —  —  —  —  —  —  4  4 
利息收入 —  —  —  —  —  9  9  1  —  10 
利息支出 —  —  —  —  —  (80) (80) (1) —  (81)
已实现汇兑损失(3)
—  —  —  —  —  (13) (13) —  —  (13)
所得税前调整后收益（亏损）(2)
27  50  27  6  21  (117) 14 
以上重新分类和调整 (2) (85) (13) (7) (2) (22) (131)
融资租赁收入 —  1  5  —  —  —  6  —  —  6 
Skookumchuk收益重新调整为股票收益(1)
—  (4) —  —  —  4  —  —  —  — 
资产减值转回 —  —  —  65  —  3  68  —  —  68 
出售资产损失及其他 —  —  (4) —  —  (5) (9) —  —  (9)
未实现汇兑收益(3)
—  —  —  —  —  10  10  —  —  10 
所得税前收益（亏损） 25  (38) 15  64  19  (127) (42) —  —  (42)
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后EBITDA、调整后所得税前收益（亏损）为非国际财务报告准则计量，未定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义并可能无法与其他发行人提出的类似措施进行比较.请参阅本MD & A的“附加IFRS措施和非IFRS措施”部分。
(3)已实现和未实现汇兑（损失）收益为补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
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下表按分部反映调整后EBITDA，并提供截至2024年12月31日止三个月的所得税前亏损对账：
水电
风能和太阳能(1)
气体 能源转型 能源
市场营销		 企业 合计
权益核算投资(1)
重新分类调整 国际财务报告准则财务
收入 93 104 319 155 14 — 685 (7) — 678
重新分类和调整：
未实现按市值计价（收益）损失 4 23 26 (8) 19 — 64 — (64) —
应收融资租赁款减少 — 1 5 — — — 6 — (6) —
融资租赁收入 — 2 3 — — — 5 — (5) —
所需资产剥离收入
— — (1) — — — (1) — 1 —
Brazeau点球
(20) — — — — — (20) — 20 —
商品未实现外汇收益 — — (1) — — — (1) — 1 —
调整后收入
77 130 351 147 33 — 738 (7) (53) 678
燃料和购买的电力 (3) (8) (136) (102) — — (249) — — (249)
重新分类和调整：
与所需资产剥离相关的燃料和购买的电力
— — 1 — — — 1 — (1) —
调整后的燃料和购买的电力
(3) (8) (135) (102) — — (248) — (1) (249)
碳遵守情况 — — (39) — — — (39) — — (39)
毛利率
74 122 177 45 33 — 451 (7) (54) 390
OM & A (47) (27) (67) (19) (7) (68) (235) 1 — (234)
重新分类和调整：
Brazeau点球
31 — — — — — 31 — (31) —
ERP集成成本
— — — — — 14 14 — (14) —
与收购相关的交易和重组成本
— — — — — 16 16 — (16) —
调整后的OM & A (16) (27) (67) (19) (7) (38) (174) 1 (61) (234)
税项，除所得税外 (1) (3) (4) — — — (8) (1) — (9)
其他营业收入净额 — 3 10 9 — — 22 — — 22
重新分类和调整：
Sundance A退役费用报销 — — — (9) — — (9) — 9 —
调整后净其他营业收入
— 3 10 — — — 13 — 9 22
经调整EBITDA(2)(3)
57 95 116 26 26 (38) 282
折旧及摊销 (18) (55) (49) (18) — (4) (144) 1 — (143)
股权收益 — — — — — (3) (3) — 5 2
利息收入 — — — — — 11 11 — — 11
利息支出 — — — — — (93) (93) 1 — (92)
已实现汇兑损失(4)
— — — — — (15) (15) — — (15)
所得税前调整后收益（亏损）(2)
39 40 67 8 26 (142) 38
以上重新分类和调整 (15) (26) (33) 17 (19) (30) (106) — — —
融资租赁收入 — 2 3 — — — 5 — — 5
Skookumchuk收益重新调整为股权收入(1)
— (5) — — — 5 — — — —
资产减值费用 — 1 — (10) — (11) (20) — — (20)
未实现汇兑收益(4)
— — — — — 32 32 — — 32
所得税前收益（亏损） 24 12 37 15 7 (146) (51) — — (51)
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后EBITDA、所得税前调整后收益（亏损）为非国际财务报告准则计量，未定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
(4)已实现和未实现汇兑（损失）收益为补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

Transalta Corporation
2025年年度报告
M59
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按分部在合并基础上对非国际财务报告准则措施进行全年调节
下表反映了按分部划分的调整后EBITDA，并提供了截至2025年12月31日止年度所得税前亏损的对账：
水电
风能和太阳能(1)
气体 能源转型 能源
市场营销		 企业 合计
权益核算投资(1)
重新分类调整 国际财务报告准则财务
收入 368  227  1,267  495  130  (61) 2,426  (21) —  2,405 
重新分类和调整：
未实现按市值计价（收益）损失 (4) 265  26  9  (8) —  288  —  (288) — 
应收融资租赁款减少 —  3  27  —  —  —  30  —  (30) — 
融资租赁收入 —  5  18  —  —  —  23  —  (23) — 
所需资产剥离收入 —  —  (11) —  —  —  (11) —  11  — 
商品未实现汇兑损失 —  —  1  —  —  —  1  —  (1) — 
调整后收入
364  500  1,328  504  122  (61) 2,757  (21) (331) 2,405 
燃料和购买的电力 (20) (31) (549) (328) —  (7) (935) —  —  (935)
重新分类和调整：
与所需资产剥离相关的燃料和购买的电力
—  —  2  —  —  —  2  —  (2) — 
调整后的燃料和购买的电力
(20) (31) (547) (328) —  (7) (933) —  (2) (935)
碳履约（成本）回收 —  (3) (115) —  —  68  (50) —  —  (50)
调整后毛利率
344 466  666  176  122  —  1,774  (21) (333) 1,420 
OM & A (56) (106) (257) (75) (37) (185) (716) 5  —  (711)
重新分类和调整：
终止、重组和设施关闭费用 —  —  1  2  —  12  15  —  (15) — 
与Required Depositions相关的OM & A
—  —  5  —  —  —  5  —  (5) — 
ERP集成成本
—  —  —  —  —  25  25  —  (25) — 
与收购相关的交易和重组成本 —  —  —  —  —  7  7  (7) — 
调整后的OM & A (56) (106) (251) (73) (37) (141) (664) 5  (52) (711)
税项，除所得税外 (3) (23) (21) (3) —  (1) (51) 1  —  (50)
其他营业收入净额 —  3  44  —  —  —  47  —  —  47 
重新分类和调整：
保险追偿 —  (2) —  —  —  —  (2) —  2  — 
调整后净其他营业收入
—  1  44  —  —  —  45  —  2  47 
经调整EBITDA(2)
285 338  438  100  85  (142) 1,104 
折旧及摊销 (38) (209) (266) (49) (2) (21) (585) 6  —  (579)
股权收益 —  —  —  —  —  (2) (2) —  8  6 
利息收入 —  —  —  —  —  30  30  (2) —  28 
利息支出 —  —  —  —  —  (350) (350) 3  —  (347)
已实现汇兑损失(3)
—  —  —  —  —  (16) (16) —  —  (16)
所得税前调整后收益（亏损）(2)
247 129  172  51  83  (501) 181 
以上重新分类和调整： 4  (271) (69) (11) 8  (44) (383)
融资租赁收入
—  5  18  —  —  —  23  —  —  23 
Skookumchuk收益重新调整为股票收益(1)
—  (8) —  —  —  8  —  —  —  — 
应付或有对价公允价值变动
—  —  37  —  —  —  37  —  —  37 
资产减值（费用）转回
—  (20) (37) 74  —  (4) 13  —  —  13 
出售资产损失及其他
—  —  (1) —  —  (6) (7) —  —  (7)
未实现汇兑损失(3)
—  —  —  —  —  (5) (5) —  —  (5)
所得税前收益（亏损）
251 (165) 120  114  91  (552) (141) —  —  (141)
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后的EBITDA、调整后的所得税前收益（亏损）是非国际财务报告准则的衡量标准，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)已实现和未实现汇兑（损失）收益为补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
M60
Transalta Corporation
2025年年度报告
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下表反映了按分部划分的调整后EBITDA，并提供了与截至2024年12月31日止年度的所得税前利润的对账：
水电
风能和太阳能(1)
气体 能源转型 能源
市场营销		 企业 合计
权益核算投资(1)
重新分类调整 国际财务报告准则财务
收入 409 357 1,350 616 168 (34) 2,866 (21) — 2,845
重新分类和调整：
未实现按市值计价损失（收益）
1 84 (60) (36) 14 — 3 — (3) —
应收融资租赁款减少 — 2 19 — — — 21 — (21) —
融资租赁收入 — 6 8 — — — 14 (14) —
所需资产剥离收入 — — (1) — — — (1) — 1 —
Brazeau点球 (20) — — — — — (20) — 20 —
商品未实现外汇收益 — — (2) — — — (2) — 2 —
调整后收入
390 449 1,314 580 182 (34) 2,881 (21) (15) 2,845
燃料和购买的电力 (16) (30) (475) (418) — — (939) — — (939)
重新分类和调整：
与所需资产剥离相关的燃料和购买的电力 — — 1 — — — 1 — (1) —
调整后的燃料和购买的电力
(16) (30) (474) (418) — — (938) — (1) (939)
碳履约（成本）回收
— — (145) (1) — 34 (112) — — (112)
调整后毛利率
374 419 695 161 182 — 1,831 (21) (16) 1,794
OM & A (86) (97) (198) (69) (36) (173) (659) 4 — (655)
重新分类和调整：
Brazeau点球 31 — — — — — 31 — (31) —
ERP集成成本 — — — — — 14 14 — (14) —
与收购相关的交易和重组成本 — — — — — 24 24 — (24) —
调整后的OM & A (55) (97) (198) (69) (36) (135) (590) 4 (69) (655)
税项，除所得税外 (3) (16) (13) (3) — (1) (36) — — (36)
其他营业收入净额 — 10 40 9 — — 59 — — 59
重新分类和调整：
Sundance A退役费用报销 — — — (9) — — (9) — 9 —
调整后净其他营业收入
— 10 40 — — — 50 — 9 59
经调整EBITDA(2)(3)
316 316 524 89 146 (136) 1,255
折旧及摊销 (41) (198) (212) (66) (2) (18) (537) 6 — (531)
股权收益 — — — — — (4) (4) — 9 5
利息收入 — — — — — 32 32 (2) — 30
利息支出 — — — — — (328) (328) 4 — (324)
已实现汇兑损失(4)
— — — — — (22) (22) — — (22)
所得税前调整后收益（亏损）(2)
275 118 312 23 144 (476) 396
以上重新分类和调整 (12) (92) 35 45 (14) (38) (76)
融资租赁收入 — 6 8 — — — 14 — — 14
Skookumchuk收益重新调整为股权收入(1)
— (9) — — — 9 — — — —
资产减值费用
— (4) — (24) — (18) (46) — — (46)
出售资产收益及其他 — — — 2 — 2 4 — 4
未实现汇兑收益(4)
— — — — — 27 27 — — 27
所得税前收益（亏损） 263 19 355 46 130 (494) 319 — — 319
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后EBITDA、所得税前调整后收益（亏损）为非国际财务报告准则计量，未定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(3)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
(4)已实现和未实现汇兑（损失）收益为补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。

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2025年年度报告
M61
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所得税前收益（亏损）与调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益的对账
下表反映了截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月和年度的所得税前（亏损）收益与调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益的对账情况：
截至12月31日的3个月
截至12月31日止年度
（单位：百万加元，除非另有说明） 2025 2024 2025 2024
（亏损）所得税前利润
(42) (51) (141) 319
所得税费用（回收） (2) (8) 17  80
净（亏损）收益
(40) (43) (158) 239 
归属于非控股权益的净亏损（盈利）
4  4 20  (10)
优先股股息
(26) (26) (52) (52)
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(62) (65) (190) 177
调整和改叙（税前）：  
调整和重新分类为收入
106  53 331  15
对燃料和外购电力的调整和重新分类
—  (1) 2  1
调整和改叙为OM & A 25  61 52  69
其他业务收入净额的调整和改叙
—  (9) (2) (9)
应付或有对价公允价值变动（收益） —  — (37) —
融资租赁收入
(6) (5) (23) (14)
资产减值（回拨）费用 (68) 20 (13) 46
出售资产损失（收益）及其他
9  — 7  (4)
未实现汇兑（收益）损失(1)
(10) (32) 5  (27)
调整和重新分类的已计算税费(2)
(13) (20) (75) (18)
调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益(3)
(19) 2 57  236
期内已发行普通股加权平均数 297  298 297  302 
归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收入
(0.21) (0.22) (0.64) 0.59
调整和改叙（税后净额）
0.15  0.22 0.83  0.19
调整后归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收益(3)
(0.06) — 0.19  0.78
(1)未实现汇兑（收益）损失是一种补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(2)代表按公司截至2025年12月31日止三个月及年度综合实际税率23.3%（截至2024年12月31日止三个月及年度— 23.3%）计算的理论税项。该金额未考虑公司经营所在地不同税务管辖区的影响，不包括递延税款的影响。
(3)调整后归属于普通股股东的净（亏损）收益和调整后归属于普通股股东的每股普通股净（亏损）收益属于非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。最直接可比的国际财务报告准则计量是归属于普通股股东的净（亏损）收益和归属于普通股股东的每股净（亏损）收益，基本和稀释。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
M62
Transalta Corporation
2025年年度报告
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经营活动现金流与FFO和FCF的对账
下表对我们的经营活动现金流与FFO和FCF进行了核对：
截至12月31日的3个月
截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
经营活动现金流(1)
231  215 646  796
非现金经营营运资金余额变动 (97) (97) (3) (38)
营运资本变动前的营运现金流 134  118 643  758
调整    
来自合资企业的调整后FFO份额(1)
2  4 6  8
应收融资租赁款减少 7  6 30  21
Brazeau罚款付款
—  — 33  —
Sundance A退役费用报销 —  (9) —  (9)
与收购相关的交易和重组成本
—  11 8  19
其他(2)
19  5 29  19
FFO(3)
162  135 749  816
扣除：    
持续的资本支出(1)
(45) (67) (162) (142)
生产力资本支出
(1) (1) (1) (1)
支付优先股股息 (12) (13) (52) (52)
支付予附属公司非控股权益的分派 (8) (6) (11) (40)
租赁负债的本金支付 (3) (3) (4) (6)
其他
—  1 (5) —
FCF(3)
93  46 514  575
期内已发行普通股加权平均数 297  298 297  302
每股经营活动产生的现金流 0.78  0.72 2.18  2.64
每股FFO(3)
0.55  0.45 2.52  2.70
每股FCF(3)
0.31  0.15 1.73  1.90
(1)包括我们在Skookumchuck风力设施的金额中所占的份额，这是一家股权核算的合资企业。补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(2)其他包括生产税收抵免，这是对股权债务征税的减少、来自以股权核算的合资企业的分配以及对OM & A的其他不反映持续经营的调整。
(3)这些项目属于非国际财务报告准则计量，在国际财务报告准则下没有定义，也没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。在2025年第一季度，我们的调整后EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，这一变化对FFO和FCF产生了影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。



Transalta Corporation
2025年年度报告
M63
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下表提供了我们调整后EBITDA与FFO和FCF的对账：
截至12月31日的3个月
截至12月31日止年度
2025 2024 2025 2024
经调整EBITDA(1)(2)
247  282 1,104  1,255
规定 (6) 2 (4) 10
净利息支出(3)
(60) (64) (264) (231)
当期所得税回收（费用）
8  (20) (49) (143)
已实现汇兑损失(4)
—  (20) —  (27)
退役和恢复费用结算
(8) (12) (39) (41)
其他非现金项目(5)
(19) (33) 1  (7)
FFO(2)(6)
162  135 749  816
扣除：
维持资本(2)(4)
(45) (67) (162) (142)
生产力资本 (1) (1) (1) (1)
支付优先股股息 (12) (13) (52) (52)
支付予附属公司非控股权益的分派 (8) (6) (11) (40)
租赁负债的本金支付 (3) (3) (4) (6)
其他(7)
—  1 (5) —
FCF(2)(6)
93  46 514  575
(1)调整后EBITDA在本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分中定义，并与上述所得税前（亏损）收益进行调节。在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。
(2)包括我们在Skookumchuck风力设施的金额中所占的份额，这是一家股权核算的合资企业。
(3)净利息费用是一种非国际财务报告准则计量，未定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。净利息支出包括利息支出减去利息收入，不包括融资摊销和增值等非现金项目。净利息费用调节可在本MD & A的“金融资本”部分获得
(4)补充财务措施。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(5)其他非现金项目主要包括递延付款、合同资产和负债、亏损合同和长期激励应计项目的变动。
(6)这些项目属于非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。FFO和FCF在本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分中进行了定义，并与上述经营活动产生的现金流量进行了核对。
(7)其他包括公司子公司Kent Hills Wind LP向其持股17%的合作伙伴提供的无抵押贷款。


M64
Transalta Corporation
2025年年度报告
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关键非国际财务报告准则财务比率
评级机构评估我们信用评级所使用的方法和比率没有公开披露。我们制定了自己的比率和目标定义，以帮助评估我们的财务状况的实力。
这些指标和比率没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他实体或评级机构使用的指标和比率进行比较。
调整后净债务与调整后EBITDA
（单位：百万加元，除非另有说明）
截至12月31日
2025 2024
信贷便利、长期债务和租赁负债(1)
3,593  3,808
可交换债券
350  350
减：现金及现金等价物
(205) (337)
加：银行透支
—  1
加：已发行优先股和可交换优先股的50%(2)
671  671
其他(3)
(13) (24)
调整后净债务(4)
4,396  4,469
经调整EBITDA(5)
1,104  1,255
调整后净债务与调整后EBITDA（倍）
4.0  3.6
(1)包括长期债务的流动和非流动部分，其中包括租赁负债和税收股权融资。
(2)出于信用评级目的，可交换优先股被视为具有股息支付的股权。为会计目的，它们在合并财务报表中作为带有利息费用的债务入账。就这一比率而言，我们将50%的已发行优先股，包括可交换优先股，视为债务。
(3)包括TransAlta OCP受限现金的本金部分（截至2025年12月31日和2024年12月31日为1700万美元）和债务对冲工具的公允价值（包括在综合财务状况表的风险管理资产和/或负债中）。
(4)由股权核算的合资企业Skookumchuck风电设施的税务股权融资不包含在此金额中。调整后的净债务是一种非国际财务报告准则计量，没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似计量进行比较。将这一项目逐期呈现给管理层和投资者提供了与前几期业绩相比更容易评估收益趋势的能力。请参阅本MD & A的“非国际财务报告准则和补充财务措施”部分。
(5)过去四个季度。
公司的资本使用净债务头寸进行管理。我们使用调整后净债务与调整后EBITDA的比率作为财务杠杆的衡量标准，并评估我们的偿债能力。我们对调整后净债务与调整后EBITDA的目标为3.0至4.0倍。
由于截至2025年12月31日止年度的调整后EBITDA较低，我们在2025年12月31日的调整后净债务与调整后EBITDA的比率高于2024年12月31日。

Transalta Corporation
2025年年度报告
M65
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重大会计政策、会计变更和关键会计估计
重大会计政策和会计变更
我们的重大会计政策载于综合财务报表附注2。
有关影响我们业务的当前和未来会计变更的描述，请参阅综合财务报表附注3。
关键会计判断和估计
根据国际财务报告准则编制合并财务报表要求管理层运用判断，并根据截至报告日可获得的条件和信息制定估计和假设。这些判断、估计和假设影响资产、负债、收入和费用的报告金额，实际结果可能与这些估计不同。
管理层持续审查这些判断和估计。任何修订均在其被识别的期间以及受变更影响的任何后续期间内确认。有关我们的重大会计判断和估计不确定性的主要来源的描述，请参阅综合财务报表附注2。关于对合并财务报表中确认的金额产生最重大影响的估计和判断的其他详细情况如下：
PP & E和商誉减值
在每个报告日作出评估，以确定是否有任何迹象表明可能存在减值损失或先前确认的减值损失可能不再存在或可能已经减少。当资产的账面值超过其可收回金额，即其公允价值减处置成本与其使用价值两者中较高者，即存在减值。如果用于确定资产可收回金额的估计发生变化，则转回前期确认的减值损失。
截至2025年12月31日止年度，内部估值显示，四个风电设施的账面价值超过其公允价值减去处置成本，这主要是由于更新了生产概况和较低的电价假设，这对估计的未来现金流产生了不利影响，并产生了3700万美元的减值费用。这四个设施的可收回金额3.63亿美元是根据公允价值减去
采用现金流折现模型的处置成本，分类为第三级公允价值计量。公允价值计量中使用的贴现率在5.53-7.24 %的范围内。
截至2025年12月31日止年度，公司确认了一项风电设施和一项太阳能设施的减值转回，此前已减值。1700万美元的减值转回主要是由于电价假设的变化对估计的未来现金流产生了有利影响。这两个设施的可收回金额2.33亿美元是根据公允价值减去处置成本使用贴现现金流模型估计的，并被归类为第三级公允价值计量。公允价值计量中使用的贴现率在6.10至7.24%的范围内。
我们每年或在事件表明潜在减值时评估商誉减值。确定可收回金额的关键假设包括：
•贴现率，
•对每个设施的电力生产进行预测，同时考虑到售电合同、历史产量、区域供需平衡以及资本维护和扩建计划，以及
•每个设施的预测销售价格，基于受长期或短期合同约束的设施的合同价格、商业工厂的远期价格曲线和区域供需平衡。在设施使用期限内无法获得远期价格曲线的情况下，价格是通过使用历史行业和公司特定数据的外推技术确定的。
就2025年商誉减值审查而言，公司通过使用贴现现金流预测计算公允价值减去处置成本，确定了水电、风能和太阳能、天然气和能源营销分部的可收回金额。可收回金额是基于公司对延伸至2072年最后一次计划资产报废期间的长期预测。由此产生的公允价值计量被归入公允价值层次结构的第三级。任何分部均未产生商誉减值。进一步详情请参阅公司2025年经审核年度综合财务报表附注2（Q）（II）、7及22。

M66
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第三级衍生工具的公允价值
公司的一些衍生工具属于第三级公允价值分类，因为它们没有在活跃的交易所进行交易，或者其条款超出了可获得基于交易所的报价的时间段，需要使用内部估值技术或模型来确定公允价值。
我们还持有超出流动性交易期的商品合约。对于这些，远期价格是使用外部和内部模型的组合估计的，包括贴现，这导致了III级分类。公允价值可能会随市场状况大幅波动，可能有利也可能不利。
使用合理可能的替代假设作为2025年12月31日包含在第三级公允价值计量中的合同估值技术的输入的影响是，对金融工具账面价值的估计总上行空间为1.44亿美元（2024年– 2亿美元），总下行空间为1.32亿美元（2024年– 1.46亿美元）。对不可观察的投入强调公允价值，其中可能包括可变数量、不可观察的价格和风力折扣，以及其他投入。可变交易量受到压力并
根据历史上可获得的产量数据下调。对于没有流动性市场报价的较长期交易，价格受到压力，使用各种内部和外部预测来源建立一个高和低价格区间。Wind折扣代表价格与数量的关系，并针对每个地点进行强调。
这些合约和衍生工具的公允价值的确定可能很复杂，依赖于对未来价格、波动性和流动性等因素的判断和估计。这些公允价值估计可能不一定表明可以实现或结算的金额，这些假设的变化可能会影响所报告的金融工具的公允价值。公允价值可能会大幅波动，并可能取决于当前的市场状况而产生有利或不利的影响。判断也被用来根据公司对定价和产量的估计来确定现金流量套期中指定的极有可能的预测交易是否预计会发生，以使未来的交易得以实现。
有关进一步详情，请参阅公司2025年经审核年度综合财务报表附注2（Q）（V）及附注14（b）（i）（c）。
金融工具
金融工具被用于自营交易目的，并管理我们对利率、商品价格和货币波动以及其他市场风险的敞口。我们目前可能会使用实物和金融掉期、远期买卖合约、期货合约、外汇合约、利率掉期和期权来实现我们的风险管理目标。我们的一些实物商品合同是为满足我们预期的购买、销售或使用要求而订立和持有的，因此不被视为金融工具，也不被确认为金融资产或金融负债。非为正常采购或销售需求而持有的其他实物商品合同、衍生金融工具在综合财务状况表中确认，并采用公允价值会计法核算。如果不选择套期会计，公允价值的初始确认和公允价值的后续变动可能会影响发生变动期间的报告收益。否则，在金融工具结算之前，公允价值变动一般不会影响收益。
我们的一些金融工具和实物商品合同符合套期会计规则并在其下记录。我们选择应用套期会计的那些合约的会计处理取决于套期的类型。我们的金融工具主要用于现金流量套期或非套期。
下文将进一步详细解释这些类别及其相关会计处理。
对于所有类型的套期，我们在每个报告期末进行有效性测试，以确定工具是否按预期执行，是否仍可以应用套期会计。我们订立的金融工具旨在确保未来的现金流入和流出是可预测的。在套期关系中，套期衍生工具公允价值变动的有效部分不影响净收益（亏损），而任何无效部分均在净收益（亏损）中确认。
我们的投资组合中有某些合同，这些合同在开始时不符合对冲会计的条件，或者我们选择不选择应用对冲会计。对于这些合同，我们在净收益（亏损）中确认由于远期价格与这些合同交易价格相比的变化而产生的按市值计价的损益。这些价格变动改变了收益确认的时间，但并不一定决定最终收到的结算金额。未来合约的公允价值将继续随着市场价格的变化而波动。未在活跃交易所交易的衍生工具的公允价值，或超出可获得基于交易所的报价的时间段，使用估值技术或模型确定。

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M67
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现金流对冲
现金流套期保值分为项目、外汇、利率或商品套期保值，用于抵消市场波动产生的外汇、利率和商品价格风险敞口。
外币远期合约和交叉货币掉期可用于对冲以外币计价的预期合约和确定承诺产生的外汇风险敞口，主要与资本支出和与美元计价债务相关的货币风险敞口有关。
实物和金融掉期、远期买卖合约、期货合约和期权可能主要用于抵消电力和天然气价格波动导致的未来现金流的可变性。利率互换可用于将与债务利息支出相关的固定利息现金流转换为浮动利率，反之亦然。
在现金流量套期中，套期工具（例如远期合约或金融掉期）的公允价值变动在风险管理资产或负债中确认，相关损益在其他综合收益或损失（OCI）中确认。由于对冲的预测现金流量影响净收益（亏损）并抵消预测交易产生的损失或收益，这些收益或损失随后从OCI重新分类为同期净收益（亏损）。对于项目套期，从OCI重新分类的损益计入相关PP & E的账面金额。
对冲会计遵循与实体风险管理方法相一致的基于原则的合格对冲方法。当我们不选择套期会计或当套期不再有效且不符合套期会计的条件时，由于与这些金融工具相关的价格、利息或汇率变化而产生的收益或损失在其产生期间计入净收益（亏损）。
净投资对冲
以外国计价的长期债务被用来对冲我们对拥有加元以外功能货币的外国业务的净投资的账面价值变化的风险敞口。我们使用美元计价债务的净投资对冲仍然有效和到位。这些工具的收益或损失在OCI中确认和递延，并在处置国外业务时重新分类为净收益（损失）。我们还通过将外国计价的费用与收入相匹配来管理外汇风险，例如用我们以美元计价的债务的利息支付来抵消我们美国业务的收入。
非对冲
未指定为套期保值的金融工具被用于自营交易和降低商品价格、外汇和利率风险。未指定为套期的金融工具的公允价值变动在风险管理资产或负债中确认，相关损益在变动发生期间的净收益（亏损）中确认。
公允价值
我们的外汇、利率、商品对冲和非对冲衍生工具的大部分公允价值是使用来自活跃市场的调整后报价或经经纪人报价验证的输入计算得出的。我们可能会进行涉及无法获得市场可观察数据的非标准特征的商品交易。这些交易在国际财务报告准则下被定义为第三级工具。第三级工具包含从市场上无法观察到的投入，因此公允价值是使用估值技术确定的。公允价值通过使用合理可能的替代假设作为估值技术的输入进行验证，任何重大差异均在综合财务报表附注中披露。
截至2025年12月31日，Level III工具的净负债账面价值为3.12亿美元（2024年–净负债2.34亿美元）。III级负债在2025年有所增加，主要是由于波动性增加导致多个市场的市场定价发生不利变化，部分被长期金融资产增加所抵消，原因是公司向可再生能源项目开发商提供定期贷款和循环贷款，以及由于对所需剥离的公允价值减去出售成本的更新预期以及所需剥离完成后终止确认或有对价，导致应付或有对价的公允价值下降。自2024年12月31日起，我们的风险管理概况和做法没有发生重大变化。
有关估值技术的进一步详情，请参阅本MD & A的“重大会计政策、会计变更和关键会计估计”部分，有关进一步详情，请参阅公司2025年经审计年度综合财务报表附注14。


M68
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风险管理
我们的业务活动使我们面临各种风险和机遇，包括但不限于监管变化、快速变化的市场动态以及我们主要商品市场的波动性增加。我们的目标是管理这些风险和机会，以便我们能够发展我们的业务并实现我们的目标，同时保持合理的保护，使其免受不可接受的风险或财务风险。我们使用多层次风险管理监督结构来管理我们的业务活动、我们经营所在的市场以及我们与之互动的政治环境和结构所产生的风险和机会。
风险控制
我们的风险控制有几个关键组成部分：
企业基调
我们努力培养忠实于我们众多利益相关者并尊重他们的信念和行动。我们通过投资于我们生活和工作的社区、可持续运营和增长、将安全放在首位并对与我们一起工作的众多群体和个人负责来做到这一点。
政策
我们保持一套全面的全企业政策。这些政策为商业交易建立了授权和限制，它们允许例外批准过程。定期进行审查和审计，以确保遵守这些政策。要求所有员工和董事每年签署《企业行为准则》。
报告
剩余风险敞口定期向关键决策者报告，包括董事会、审计、财务和风险委员会（AFRC）、高级管理层和/或商品风险与合规委员会（如适用）。向后一个委员会报告包括分析新风险、监测状态到风险限制、审查可能影响这些风险的事件以及讨论和审查行动状态以最大限度地降低风险。这种月度报告提供了有效和及时的风险管理和监督。
告密者系统
我们有一个流程，员工、承包商、股东或其他利益相关者可以秘密或匿名报告任何潜在的法律或道德问题，包括与会计、内部控制会计、审计或财务事项有关的问题，或与涉嫌违反任何法律或我们的公司行为准则有关的问题。这些担忧可以以保密和匿名方式提交，可以直接提交给AFRC，也可以通过TransAlta的免费电话或在线道德
求助热线。任何重大投诉都会立即通知AFRC主席，否则，AFRC将在每个季度委员会会议上收到一份报告，内容涉及与会计或财务报告相关的任何重大投诉或投诉或涉嫌违反财务报告内部控制相关的所有调查结果。
风险价值和交易头寸
风险价值（vaR）是用于管理我们因商品风险管理活动而面临的市场风险敞口的主要措施之一。VaR按日计算并报告。该指标描述了在95%的置信水平内，我们的交易组合价值在三天内的潜在变化，这是由正常的市场波动引起的。
VaR是一种常用的指标，被行业用来跟踪商品风险管理头寸和投资组合中的风险。估计VaR的两种常见方法是历史方差/协方差和情景分析方法。我们使用历史方差/协方差法估计VaR。历史方差/协方差VaR的一个固有限制是，估计中使用的历史信息可能无法指示未来的市场风险。定期进行压力测试，以衡量潜在市场事件对交易组合的财务影响，包括市场价格波动、这些价格的波动性以及这些价格之间的关系。我们还采用了额外的风险缓解措施。截至2025年12月31日，与我们专有商品风险管理活动相关的风险价值为100万美元（2024年– 300万美元）。请参阅本MD & A下文的“风险因素–商品价格风险”部分，进一步讨论。
风险因素
风险是做生意的内在因素。以下部分讨论了一些但不是全部的风险因素，这些因素可能会影响我们未来的计划、业绩、结果或结果以及我们在减轻这些风险方面的活动。这些风险不是孤立发生的，而是要结合起来考虑。
此处提及对公司的重大不利影响是指对公司或其业务、运营、财务状况、经营业绩和/或现金流量的影响，视上下文所需。

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2025年年度报告
M69
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对于一些风险因素，我们展示了某些关键变量的变化对净利润（亏损）的税后影响。该分析基于2025年的商业状况和生产量。敏感性分析中的每一项都假设所有其他潜在变量保持不变。虽然这些敏感性适用于它们所依据的时期和变化幅度，但它们可能不适用于其他时期、其他经济情况下或更大幅度的变化。也不应假定利率的变化在所有情况下都与收益成比例。
设备故障以及我们设施的运营和维护涉及可能对我们的业务产生重大不利影响的风险。
由于磨损、潜在缺陷、设计错误或操作员错误等原因，我们的运营存在设备故障或表现不佳的风险，这可能会对我们的业务产生重大不利影响。虽然我们的发电设施大体上已经按照预期运行，但不能保证他们会继续这样做。我们的设施面临运营风险，可能导致停电和增加生产风险，这可能对我们的业务产生重大不利影响。此外，我们的一些发电设施是多年前建造的，可能需要大量资本支出来维持峰值可靠性或运营。较新的设施也需要不同程度的资本支出来维持峰值可靠性或运营。无法保证我们的维护计划将能够在我们的设施发生潜在故障之前发现这些故障，或在发生故障时消除所有不利后果。
此外，我们还面临着可能有较长交货期的专门零件的采购风险。如果我们无法在维修活动需要时采购这些零件，我们可能会面临我们的设备无法生产电力的延长时期。此外，如果制造商无法或不愿意以合理的条款提供令人满意的维护或保修支持，我们可能不得不与其他供应商达成替代安排或自己提供服务。这些安排可能比我们目前的安排更昂贵，如果我们无法达成令人满意的替代安排，我们无法获得技术专长或部件可能会产生重大不利影响。TransAlta通过我们的资本备件政策管理这种风险。
虽然我们保持库存或以其他方式安排获得备件以更换关键设备，并为财产损失和业务中断投保以防范某些经营风险，但这些保护可能不足以弥补收入损失或增加的费用和罚款
如果我们无法在遵守合同所需的水平上运营我们的发电设施，就可能会出现这种情况。此外，还可能出现公司可能有义务以超过该生产产生的收入的成本生产电力的情况。
此外，无法保证我们将能够恢复已达到使用寿命的设备或资产。
维护成本或公司设施的组件成本和耐用性的意外变化可能会对我们的运营结果产生不利影响。
公司无法控制的通货膨胀或公司成本结构的其他增长可能会对我们的财务业绩产生重大不利影响。这类费用的例子包括但不限于采购维修活动所需材料和服务的费用意外增加，以及与设备性能不佳或耐用性低于预期相关的意外更换或维修费用。
电价变动可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的部分收入直接或间接地与我们经营所在市场的电力市场价格挂钩，特别是在艾伯塔省电力市场。市场电价受到许多因素的影响，包括经济实力、可用的输电能力、用于发电的燃料价格（以及相应地影响下文所述的燃料价格的某些因素）、发电管理、特定市场相对于负荷的过剩发电量、控制排放的成本和碳成本、特定市场的结构、输电的可用性（包括来自其他司法管辖区的）、更多地采用能效和节约举措，以及影响电力负荷的天气条件。因此，我们无法准确预测可能对我们产生重大不利影响的未来电价和电价波动（尤其是降低艾伯塔省电价）。此外，艾伯塔省市场是加拿大唯一完全放松管制的电力市场，这一市场结构允许企业承购商仅出于可能与供需基本面不一致的环境、社会和治理原因（即与脱碳目标保持一致）在该省投资新的可再生能源发电。这可能会导致艾伯塔省电力市场间歇性电力供应过剩，并可能对电价造成下行压力，并在短期内导致价格大幅波动。
M70
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我们的设施和建设项目在其合同中围绕我们无法控制的不可抗力事件制定了结构化协议，但将组织定位于保险或合同追回成本的行业标准。这类事件可能造成重大不利影响。
我们的设施、建设项目和运营面临环境灾害（例如洪水、大风、火灾、冰暴、地震和公共卫生危机，例如流行病和流行病）、其他地震活动和设备故障导致的潜在中断和破坏，或部分或全部损失。气候变化也会增加这些极端天气事件的发生频率和严重程度。不能保证在发生地震、洪水、气旋、飓风、龙卷风、海啸、恐怖袭击、战争行为或其他自然、人为或技术灾难时，我们的发电设施和基础设施系统的全部或部分不会受到破坏。发生破坏我们发电资产长时间发电能力的重大事件，包括根据购电协议阻止现有客户购买电力的事件，可能对我们的业务产生重大负面影响。我们的设施、建设项目和运营可能会受到恶劣天气条件、自然和人为灾害以及其他潜在灾难性事件的影响。此类事件的发生可能无法解除我们根据PPA或与第三方的其他协议履行义务的义务。此外，我们的许多发电设施都位于偏远地区，这会使修复损坏变得昂贵或难以获得。包括公共卫生危机在内的灾难性事件可能导致全球供应链的波动和中断、全球金融市场、贸易和市场情绪的中断、员工健康和安全的风险、受影响地点的业务放缓或暂时停止、公司开发或建设项目的启动和/或完成被推迟以及服务完成的延迟，其中任何一项都可能导致公司根据合同承担罚款、额外费用或合同被取消。
与TransAlta的开发和增长项目及收购相关的风险可能会对我们产生重大不利影响。
我们进行的开发和增长项目和收购可能会面临执行和资本成本风险，包括但不限于与监管批准、第三方反对、成本上升、确保土地权、建设延误、原材料短缺、供应链限制或熟练劳动力和资本限制有关的风险。这些风险的发生可能对我们、我们的财务状况、我们的经营能力和我们的现金流产生重大不利影响。
通过开发项目和收购扩展我们的业务可能会对我们的管理、运营系统、内部控制以及财务和实物资源提出更高的要求。此外，整合收购的业务或开发项目的过程可能会涉及不可预见的困难。未能成功管理或整合任何收购的业务或开发项目可能会对我们、我们的财务状况、我们的经营能力和我们的现金流产生重大不利影响。此外，我们无法保证我们将成功整合任何收购，或任何收购的商业机会或运营协同效应将按预期实现。
我们可能会在受各外国政府和监管机构监管以及适用外国法律的新市场进行收购。此类外国法律或法规可能无法就我们在这些国家的合同关系提供与目前提供给我们的相同类型的法律确定性和权利，这可能会对我们获得收入或执行我们与任何此类外国业务相关的权利的能力产生不利影响。此外，一些国家的法律法规可能会限制我们在我们可能收购的一些项目中持有多数权益的能力，从而限制了我们控制此类项目运营的能力。任何现有或新的业务也可能面临重大的政治、经济和金融风险，这些风险因国家而异，可能包括：（a）政府政策或人员的变化；（b）总体经济状况的变化；（c）对货币转移或可兑换的限制；（d）劳动关系的变化；（e）政治不稳定和内乱；（f）当地电力市场的监管或其他变化；（g）政府实体违反或拒绝重要合同承诺以及以低于公平市场价值的价格征用和没收资产和设施。
关于收购，我们无法保证我们将确定合适的交易或我们将通过我们的信贷设施、资本市场或其他方式获得足够的资源，以及时和以合理的成本寻求和完成任何已确定的收购机会。我们提议或完成的任何收购都将受到监管批准和其他正常商业风险的影响，这些风险可能导致交易无法按预期、按时或根本无法完成。如果我们无法完成我们已经达成的交易，我们可能会被收取可能会支付给供应商的终止费。与任何收购相关的潜在未披露或未知负债仍存在不可避免的风险。此类未披露负债的存在可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

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M71
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如果我们无法在遵守我们的购电协议所需的水平上运营我们的发电设施，我们可能会遭受收入损失或增加的费用和罚款。
我们的设施产生根据购电协议可出售的最大电力或蒸汽的能力是我们收入的重要决定因素。根据某些购电协议，如果设施无法在给定合同年度内产生所需可用性的电力或蒸汽，我们可能会被要求向购买者支付罚款，在某些情况下，这可能会产生终止权。支付任何此类罚款或终止此类购电协议可能会对我们的收入和盈利能力产生不利影响。
我们依赖某些关键供应商提供的零部件和设备，如果不维持这些关系，我们可能会受到不利影响。
我们的竞争和扩张能力取决于能否以合理的成本获得与竞争对手所使用的设备、零部件和组件在技术和经济上具有竞争力的设备、零部件和组件。虽然我们与不同的供应商有个别的框架协议，但无法保证与供应商的这些关系将保持或不会受到不利影响。如果它们得不到维护或受到不利影响，我们的竞争能力可能会因缺乏准入或设备、零部件或组件供应的重大延误而受到损害。
我们依赖于某些合资企业、战略和其他合作伙伴，这些合作伙伴的利益或目标可能与我们的目标相冲突，这种分歧可能会对我们产生负面影响。
我们与社区或合资公司、战略或其他合作伙伴就我们的设施和资产的运营达成了各种安排。其中某些合作伙伴可能拥有或发展出与我们的目标不同或与之相冲突的利益或目标。任何此类差异都可能对公司实现这些安排的预期收益的能力或受这些安排约束的设施或资产价值的预期增长产生负面影响。我们有时需要通过许可和批准程序通知各种利益相关者群体并与之协商，包括土地所有者、土着群体和市政当局。这一过程中的任何意外延误都可能对我们按时或根本完成任何特定设施的能力产生负面影响，并可能导致注销或造成声誉损害。
大坝和堤坝故障可能导致发电能力损失、维护和维修成本增加以及其他负债。
自然或人为灾害，以及某些其他事件，包括自然或诱发的地震活动，可能会导致我们的水电设施和各种水坝工地发生水坝故障。我们的任何设施发生大坝或堤坝故障都可能导致发电能力损失、环境破坏或对第三方或公众造成损害和损害，而此类故障可能要求我们承担大量资本和其他资源支出，或使我们承担重大的损害赔偿责任。无法保证我们的大坝安全计划将能够在潜在的大坝故障发生之前发现它们或在故障发生时消除所有不利后果。其他安全法规可能会不时变化，可能会影响我们的成本和运营。加固所有水坝或堤坝以使其能够抵御更严重的事件可能需要我们承担大量资本和其他资源的支出。大坝或堤坝故障的后果可能会对我们产生重大不利影响。这包括由于我们水电设施附近水力压裂引发的诱发地震活动而增加的任何大坝溃坝风险，这可能会增加大坝溃坝的风险或要求公司进行潜在的重大资本投资以减轻此类风险，而这在其他情况下是不需要的。
发电行业存在与工人健康和安全以及环境相关的某些固有风险，这些风险可能导致我们遭受意外支出或招致罚款、处罚或其他对我们的业务和运营具有重大影响的后果。
我们发电资产的所有权和运营带有与工人健康和安全以及环境相关的责任和声誉损害的固有风险，包括政府施加的补救不安全条件和/或补救或以其他方式解决环境污染的命令的风险，违反健康、安全和环境法律、许可证、许可和其他批准的潜在处罚，以及潜在的民事责任。遵守（以及未来的任何变化）健康、安全和环境法律以及许可证、许可证和其他批准的要求预计仍将对我们的业务具有重要意义。任何这些事件的发生或健康、安全和环境法律、许可证、许可或其他批准的任何变更、增加或更严格的执行都可能对我们的运营产生重大影响和/或导致额外的材料支出。因此，不能保证与目前已知或未知事项有关的额外环境和工人健康与安全问题将
M72
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不需要意外支出，或导致罚款、处罚或其他后果（包括运营变化）对我们的业务和运营产生重大影响。
气候变化和天气的其他变化会影响对电力的需求和我们的发电能力。
由于我们业务的性质，我们的收益对不同时期的天气变化以及气候变化带来的长期变化很敏感。冬季天气变化影响电采暖需求。夏季天气变化影响电冷需求。需求的这些变化可以转化为电力市场价格波动。降水量的变化也会影响到供水，进而影响到我们的水电资产。此外，阳光和风力条件的变化可能会对我们的太阳能和风能设施的能源生产水平产生影响。通常情况下，当冬季较暖或夏季较凉时，对能源的需求低于预期，导致用电量低于预期，并往往导致市场电价低于预期。相反，当冬季较冷或夏季较暖时，天然气或电力的市场价格往往较高；然而，在这些情况下，如果我们进行了套期保值，并且无法生产或消耗我们套期保值的天然气或电力数量，我们可能会被要求以更高的价格购买额外的数量，以弥补我们的套期保值头寸。
我们的发电设施及其运营面临潜在损害和导致的部分或全部损失
来自环境灾害（例如洪水、大风、野火、地震、龙卷风和气旋）、设备故障和我们无法控制的其他事件，这可能使公司难以在此期间继续发电，而此类情况可能对公司的设备和人员构成威胁。
风力涡轮机叶片上的积冰取决于许多因素，包括温度和环境湿度，并可能对能源产量产生重大影响，并可能导致风力涡轮机经历更多的停机时间。极端寒冷的气温也会影响风力涡轮机有效运行的能力，这可能会导致更多的停机时间和减产。突然的温度变化会增加冰晶形成的风险，这会对我们的水电运营造成一系列限制。
预计气候变化将改变降水量和时间，这可能会影响水电设施最大限度利用可用水发电的能力。这些流量变化可能会导致通过水电站管理水的额外运营成本。天气变化可能会受到气候变化的影响，导致气温持续升高、海平面上升和降水模式改变，这可能会对我们的发电资产产生影响。此外，气候变化可能导致我们的水和风资源的可变性增加或持续的长期变化，影响水电和风力发电，这可能对我们的收入和盈利能力产生不利影响。

销量对我们净收益的敏感性如下所示：
因素 增加或
减少
（百分比）		 约
对净额的影响
收益
（百万）
可用性/产量 1  $17 
风力水平的变化可能会对我们风力设施的发电量产生负面影响。
鉴于风力是可变的，我们的风力设施产生的电量也是可变的。此外，由于多种因素，我们的风力设施的风力资源强度和一致性可能与我们的预期有所不同，包括我们针对特定地点的历史风力数据和风力预报准确反映实际长期风速、强度和一致性的程度；气候因素的潜在影响；我们有关（其中包括）天气、结冰、退化、场地的假设的准确性
接入、尾流和风切变线路损失和风切变；以及地形变化的潜在影响和交付前可能发生的电力损失。
我们的一个或多个风力设施所在地的风力在较长时间内减少，可能会减少此类设施的产量，以及与该生产相关的任何环境属性，并减少我们的收入和盈利能力。

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无法保证我们将实现或继续实现我们的可持续发展目标，不这样做可能会对我们的业务产生不利影响。
该公司每年都会制定可持续发展目标，其中包括管理当前和新出现的物质可持续发展问题，其中包括与脱碳相关的目标。董事会有酌情权决定公司正在采用的可持续发展目标，并可随时修改或取消任何先前确定的可持续发展目标。董事会确定建立、改变或取消任何可持续发展目标的决心，除其他外，将取决于：联合国可持续发展目标；运营结果；技术考虑；财务状况；市场机会；法律、监管和合同考虑；以及其他相关因素。此外，无法确定公司能否在规定的时间范围内成功实现任何特定的可持续发展目标，或者根本无法实现。如果我们无法实现或坚持我们的可持续发展目标，我们可能无法满足利益相关者当前和未来的期望，这可能会对我们的声誉产生负面影响，并可能导致某些投资者无法持有我们的普通股。
我们的许多活动和财产都受到环境法规的约束，根据这些要求产生的任何责任都可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的运营受联邦、省、州和地方环境法律、法规和指南的约束，这些法律、法规和指南涉及电力和热能的产生和传输以及地面矿山复垦（统称为环境法规）。这些环境法规涉及污染和保护环境、健康和安全，除其他外，还涉及大气排放、水的使用和排放、废物和其他材料的储存、处理和处置，以及场地整治和负责任的土地使用。这些法律法规可以规定费用责任和义务，以调查和补救污染而不考虑过错，并且在某些情况下责任可能是连带的，导致一个责任方承担全部责任。除其他外，环境法规还可以在有害物质和废物的产生、处理、使用、储存、运输、处理和处置方面施加限制、责任和义务，并可以在各种物质向环境的溢出、释放和排放方面施加清理、披露或其他责任。环境法规还可以要求运营、维护、废弃与我们运营相关的设施和其他财产，并
令适用监管机构满意的回收。此外，环境法规的相对严格性可能会基于政治方向而减少或下降，从而导致加拿大、美国和西澳大利亚的国家、州/省和地区层面的政策环境可能不稳定，这可能会对我们的业务施加不同的合规要求或标准。这些不同的合规标准可能会影响成本和/或我们运营设施的能力。
标准的变化、新的或修订的法规、监管部门加强执法、更广泛的许可要求、公司运营的受环境监管的资产数量和类型的增加以及区域、省、州和国家环境法规的实施或变更可能会对我们在我们运营所在的司法管辖区施加不同的义务，并可能增加我们的支出。如果这些支出不能根据我们的购电协议或其他方式转嫁给我们的客户，我们的成本可能是重大的。此外，遵守环境法规可能会导致我们的一些业务受到限制。预计由于政治和公众关注的增加，合规成本有发生变化的风险。
如果我们不遵守环境法规，监管机构可能会寻求对我们施加法定、行政和/或刑事责任，限制我们的运营，或要求在合规、新设备或技术、报告义务和研发方面进行大量支出。
对于C-59法案，我们预计律师和其他利益相关者将继续对可持续发展绩效进行审查。如果私人当事人寻求对我们施加财产损失、人身伤害或其他费用和损失的责任，我们可能会面临民事责任。我们无法保证不会对我们发起诉讼或行政或调查行动，并以其他方式影响我们的运营和资产。如果对我们提起诉讼或可能以其他方式影响我们的运营和资产，我们可能会被要求进行大量支出以进行抗辩，或提供我们活动的证据，或使我们的公司、我们的运营和资产合规，这可能会对我们的业务产生重大不利影响。
适用于公司运营的估计回收成本可能不准确，可能需要比目前预期更多的财务资源。作为以前运营的矿山的所有者，我们维持适用的监管机构的许可，其中规定了对某些导致地表扰动的采矿作业的授权。这些要求旨在限制煤炭开采的不利影响，可能会不时采用更具限制性的要求。作为矿山的所有者
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在之前的运营中，我们可能还需要提交保证金或以其他方式确保支付某些长期义务，包括矿山关闭或复垦费用。担保债券成本近年来有所增加，这类债券的市场条款普遍变得更加不利。此外，愿意发行担保债券的企业数量有所减少。如果我们无法为我们的采矿业务续订或获得所需的担保债券，或者这样做变得更经济，我们可能会被要求自筹这些义务。
我们经营所在市场的法律法规可能会发生变化，这可能会对我们产生重大不利影响。
我们经营和打算经营的大多数市场都受到重大监管监督和控制。我们无法预测监管环境是否会有进一步的变化，包括潜在的碳和其他环境法规，市场结构或市场设计的变化，或其他法律法规的变化。现有的市场规则、法规和可靠性标准往往是动态的，可能会被修订或重新解释，新的法律法规可能会被采纳或变得适用于我们或我们的设施，这可能对我们产生重大不利影响。我们的许多项目还必须遵守可靠性标准，包括由北美电力可靠性公司和艾伯塔省可靠性标准制定的标准。不遵守这些强制性可靠性标准可能会导致制裁，包括巨额罚款。我们通过旨在减少对我们的任何潜在负面影响的监管和合规计划系统地管理这些风险。然而，我们不能保证我们将能够及时调整我们的业务以应对我们经营所在的监管制度的任何变化，而这种不适应可能会对我们的业务产生重大不利影响。
监管部门也可能不时对我们在我们经营或从事交易的市场中的活动进行审计或调查。此类审计或调查可能会导致可能对我们未来的活动、声誉或财务状况产生重大影响的制裁或处罚。
我们的设施在我们经营所在的司法管辖区也受到各种许可和许可要求的约束。这些执照和许可证中有许多需要不时更新。如果我们未能成功获得或更新此类许可或许可，或此类许可或许可的条款以对我们的业务不利的方式发生变化，我们可能会受到重大不利影响。
我们竞争或未来可能竞争的其他市场的省或州公用事业委员会或其他监管机构的规则和规定的任何变化，都可能对我们产生重大不利影响。法律
以及我们经营所在市场的法规可能会发生变化，这可能会对我们产生重大不利影响。
根据美国能源部的授权，TransAlta Centralia Generation LLC已收到一项命令，要求华盛顿州的Centralia 2号机组在被要求运行90天的情况下保持可用状态，直至2026年3月16日。用于为Centralia设施提供燃料的煤炭来自蒙大拿州和怀俄明州的粉河盆地，通过购买和运输此类煤炭到该设施的合同。根据我们现有的煤炭合同，失去我们的供应商或无法在Centralia接收足够数量的煤炭，或者根本无法接收煤炭，也可能严重影响我们为客户服务的能力，并对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。随着我们在截至2026年3月16日的法定煤炭运营期结束后接近Centralia的计划转换，我们将继续监测和调整我们的燃料供应风险管理策略，以支持整个过渡期间的运营可靠性和财务稳定性。
政府补贴和经济激励措施的减少、取消或到期可能会对我们的增长前景产生不利影响。
我们寻求获得促进发电的政府政策，并增强电力项目的经济可行性。近年来，项目的重点主要集中在可再生能源项目上。可再生能源已经并在某些情况下继续受益于各种激励措施，其形式包括上网电价、回扣、税收抵免、可再生能源投资组合标准（例如美国政府政策机制，通过设定一个司法管辖区从可再生能源采购的电力总量的目标百分比来支持采用可再生能源）以及我们参与或打算参与的整个市场的其他激励措施。随着激励措施的减少或取消，我们看到发展机会有所减少，但鉴于这影响到所有开发商和发电商，我们看到了共同的影响。
如果我们的供水大幅减少，我们可能会受到不利影响。
我们的水电和天然气设施以及我们的燃煤设施需要持续的水流才能运行。天气或气候模式的变化、季节性降水、融化的时间和速度、径流和其他我们无法控制的因素可能会减少流向我们设施的水。流向我们设施的水流的任何实质性减少都将限制我们从这些设施生产和销售电力的能力，并可能对我们产生重大不利影响。有越来越多的监管层面尊重使用、治疗

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和排放水，并尊重我们经营所在辖区的水权许可。法规的任何变化都可能对我们产生重大不利影响。
我们热电厂燃料供应的可用性或中断可能会对我们设施的运营和我们的财务状况产生不利影响。
我们的天然气设施依赖于充足的天然气供应，而我们的Centralia设施需要充足的煤炭供应才能可靠且满负荷运行该设施。因此，我们面临的风险是，由于天然气运输服务不足，我们无法获得足够的燃料供应；由于天气、罢工、封锁或设备故障导致燃料供应中断；延迟获得监管批准；或者如果我们必须购买的燃料成本增加来发电，超过了我们出售的电力所能获得的价格。影响燃油价格的因素有几个，其中很多是我们无法控制的，包括：
•燃料现行市场价格；
•全球对能源产品的需求；
•碳成本和其他环境问题；
•与天气相关的中断影响交付燃料的能力或燃料的近期需求；
•电力批发市场能源产品供应增加；
•政治不稳定；
•燃料运输能力的范围、燃料运输服务进入我们市场的成本或潜在的铁路罢工；和
•反过来，采矿或开采的成本取决于各种因素，如劳动力市场压力、设备更换成本和许可。
任何这些因素的变化都可能增加我们生产电力的成本或减少从出售电力中获得的收入金额，这可能对我们产生重大不利影响。
如果公司获得的天然气超过运营其设施所需的数量，它可能难以转售多余的天然气，并可能因任何此类转售而受到天然气市场价格的影响。无法确定公司将成功转售或收回其就该等转售天然气的成本。
此外，用于为Centralia设施提供燃料的煤炭通过合同从蒙大拿州和怀俄明州的粉河流域采购并运输到我们的Centralia设施。根据我们现有的煤炭合同，我们的供应商损失或无法在Centralia接收煤炭
数量充足，或根本没有，也可能严重影响我们为客户服务的能力，并对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
由于我们依赖Pioneer管道和ATCO管道作为我们的Sundance和Keephills装置的重要天然气供应商，我们可能面临供应服务不足的风险。
为管理气体供应风险，公司订立长期运输服务协议，以确保设施有充足的气体供应。这可能会导致额外的风险，即处于可能不需要部分运输能力的过剩位置，但公司仍需为未使用的运输支付费用。为管理这一风险，公司将在短期内重新销售过剩的天然气运输能力，同时寻求长期或永久转让。
我们的设施依赖于国家和区域输电系统以及由第三方拥有和运营的相关设施，这些系统具有可能阻碍进入电力市场的监管和物理限制。
我们的发电设施依赖于主要由第三方拥有和运营的电力传输系统和相关设施，以将我们产生的电力输送到所有权发生变化并向我们付款的交付点。在我们运营的市场中，与老化的传输基础设施相关的风险正在增加，因为传输系统的新连接消耗容量的速度快于新的传输开发所增加的容量。
此外，输电系统在监管和物理限制下运行，在某些情况下可能会阻碍进入电力市场。在系统紧急情况中，可能会出现我们的发电设施与电网物理断开连接，或者我们的生产在一段时间内受到限制的情况。我们的大部分售电合同都没有规定如果没有交付电力就必须付款。
我们的发电设施也可能会受到有关我们的发电设施所连接的输配电系统的成本和使用特性的法规的变化。未来，我们的发电设施可能无法以合理的价格、及时或根本无法获得这种互联或输电能力，这可能会在我们试图谈判或重新谈判购电协议或建设新项目时造成延误和额外成本。此外，我们未来可能不会受惠于优惠安排。任何此类增加的成本和延误都可能推迟
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任何新项目的商业运营日期，并对我们的收入和财务状况产生负面影响。
网络攻击可能会对我们的运营造成干扰，并可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们依靠信息技术系统来处理、传输和存储对我们的资产安全运营至关重要的数据。地缘政治紧张局势和疫情导致网络攻击的频率和复杂性大幅增加。现在的威胁范围从战争驱动的对关键基础设施的攻击到利用混合工作环境的社会工程方案。随着威胁形势的不断演变——包括勒索软件、内部威胁、供应链妥协、有针对性的网络钓鱼和人工智能攻击——对我们系统的任何破坏都可能扰乱运营或危及专有、机密或个人信息。
网络威胁来自各种行为者，包括民族国家、有组织的团体和恶意软件开发者。攻击者越来越多地瞄准用户和内部系统，而不是传统的外围防御。成功的网络事件可能会导致未经授权的访问、破坏或披露信息，并可能影响公共安全、人员、业务运营、服务交付、声誉或财务业绩。
我们的通信和监控技术和系统可能容易受到安全漏洞或中断的影响，这可能导致运营费用和其他负债增加。
我们依靠技术，主要依靠计算机、电话、卫星、蜂窝和相关网络和基础设施，来开展我们的业务并监测我们的发电设施的生产。这些系统和基础设施可能容易受到不可预见的问题的影响，包括但不限于网络攻击、破坏、破坏和盗窃。我们的运营取决于我们保护信息和运营技术免受火灾、电力损失、电信故障或类似灾难性事件损害的能力。虽然我们有专门的资源来维护适当水平的网络安全，并且我们使用第三方技术来帮助保护我们免受安全漏洞和网络事件的影响，但我们的措施可能并不有效，我们的信息技术和基础设施可能容易受到黑客的攻击，或者由于员工失误、渎职或其他干扰而遭到破坏。任何此类安全漏洞和网络事件或其他中断都可能危及存储在我们的系统和网络基础设施中并通过其传输的信息的安全性，并可能导致重大挫折和潜在责任，并阻止未来的客户。此外，我们必须能够保护我们的发电设施
针对物理损坏和任何服务中断的基础设施。
任何导致运营中断的损坏或故障都可能对我们的客户产生不利影响。虽然我们有旨在防止或限制我们的发电设施和基础设施故障或中断的影响的系统、政策、硬件、做法和程序，但不能保证这些措施将是足够的，并且不会发生任何此类故障或中断，或者，如果确实发生了，它们将得到及时的适当处理。
我们在竞争激烈的环境中运营，可能无法成功竞争。
我们在加拿大多个省份以及美国和西澳大利亚开展业务。这些经营领域受到从大型公用事业公司到小型独立电力生产商，以及私募股权、养老基金、国际企业集团、传统能源公司和科技公司等竞争的影响。此外，潜在客户可能会寻求调配自有资金，自行满足自身用电需求。一些竞争对手拥有比我们大得多的财政和其他资源。这种竞争可能对我们的业务产生重大不利影响。影响电力的需求、产生、分配或储存的新兴技术也可能对我们的业务和竞争能力产生重大影响。气候变化和监管激励措施有望推动发电领域的创新和转型，包括能源生产和消费，不能确定公司将受益于此类创新或转型。此外，随着时间的推移，较老的设施可能无法与更新、效率更高的设施竞争，这些设施受益于电力技术的进步和具有成本效益的新技术，包括热率较低的燃气轮机。在艾伯塔省，一些工业客户依赖幕后发电；这些客户没有从电网获得电力供应，这降低了该省的竞争性负荷，并对池价造成下行压力。此外，艾伯塔省的某些大型工业公司运营着重要的热电联产设施，这些设施产生其运营所需的蒸汽，并经常导致向批发电力市场提供大量过剩发电量。这些热电联产设施以低价向市场提供能源以确保其调度，这导致设施实现接近平均池价的已实现价格，这可能对池价造成下行压力，并可能导致公司的某些设施无法调度。

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总体经济和市场状况的变化可能对我们产生重大不利影响。
一般经济和市场状况的不利变化可能会对电力需求以及我们的收入、运营成本、资本支出的时间和程度、PP & E的净可收回价值、融资成本、信用和流动性风险以及可能导致我们遭受重大不利影响的交易对手风险产生负面影响。
我们可能会在法律诉讼中不成功。
在我们正常业务过程中出现的各种纠纷、索赔和法律或监管程序中，我们偶尔会被指定为当事方。我们审查了每一项索赔，包括索赔的性质和案情、争议金额或索赔的补救措施以及保险范围的可用性。无法保证任何特定的争议、索赔或程序将以有利于我们的方式得到解决，或者我们对此类索赔的责任不会对我们产生重大不利影响。有关详细信息，请参阅本MD & A的“其他合并分析”部分。
我们未来可能难以筹集所需资金，这可能会严重损害我们的业务。
如果我们的现金来源和运营现金流不足以为我们的活动提供资金，或者我们无法剥离资产以产生资本，我们可能需要筹集额外资金。在需要时可能无法获得额外融资，如果可以获得此类融资，则可能无法以有利于我们业务的条款获得。
电力项目资金投入的回收一般发生在较长时期。因此，我们必须从股权或债务融资中获得资金，以帮助为项目的收购和开发提供资金，并支持运营我们业务的一般和行政成本。我们安排融资的能力，无论是在公司层面还是在子公司层面（包括无追索权的项目债务或税收股权），这种资本的成本取决于许多因素，包括：（a）一般经济和资本市场状况；（b）银行和其他金融机构的信贷供应情况；（c）投资者信心和我们开展业务的市场；（d）我们的财务业绩和/或某些资产的预期财务业绩；（e）我们的负债水平和遵守我们债务协议中的契约；（f）我们的现金流和/或某些资产的预期现金流；（g）我们的信用评级。我们受制于我们信贷额度下的某些财务契约，这些契约可能会限制公司在某些情况下可能筹集的额外债务金额。无法筹集债务可能会减少我们能够融资的项目数量。如果我们无力筹集
在需要额外资金时，我们可能会被要求推迟增长项目的收购和建设，缩小项目范围，放弃或出售我们的一些项目或发电设施，或未来违约我们的合同承诺，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
下调我们的信用评级可能会对我们产生重大不利影响。
评级机构定期评估我们，根据他们对我们的长短期债务的评级，以及我们的发行人评级，基于一些因素。不能保证我们的一个或多个信用评级和相应的前景不会被改变。我们的借贷成本和筹集资金的能力直接受到我们的信用评级的影响。当供应商或交易对手寻求与我们进行某些交易时，信用评级可能对他们很重要。信用评级下调可能会削弱我们与供应商或交易对手达成安排、从事某些交易的能力，并可能限制我们进入私人和公共信贷市场，并增加我们现有信贷安排下的借贷成本。
我们声誉的变化可能会对我们产生重大不利影响。
声誉风险涉及与我们的业务相关的风险，因为来自公众、私人利益相关者、政府、金融家和其他实体的意见发生变化。我们的声誉是我们最宝贵的资产之一。损害我们声誉的可能性存在于每一个商业决策中，所有风险都可能对声誉产生影响，进而对我们的业务和证券产生负面影响。声誉风险不能与其他形式的风险隔离管理。声誉受损带来的负面影响可能包括收入损失、客户群减少以及证券价值下降。
我们可能无法达到财务预期。
我们的季度收入、收益、现金流和经营业绩很难预测，每个季度都会波动。我们的季度经营业绩受到许多因素的影响，包括本次MD & A中描述的风险，其中许多风险超出了我们的控制范围，可能导致此类业绩低于市场预期。尽管我们计划的运营费用部分基于我们对未来收入的预期，但我们的很大一部分费用在短期内是相对固定的。如果某个季度的收入低于预期，我们很可能无法按比例减少该季度的运营费用，这将对我们该季度的运营业绩产生不利影响。
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我们的现金股息支付没有保障。
股息的支付没有保障，可能会有波动。董事会有酌情权决定向我们的股东宣派和支付任何股息的金额和时间。此外，普通股股息的支付，在所有情况下，都取决于适用于我们的第一优先股的每个系列的优先股息的事先满足。我们可能随时改变我们的普通股股息。董事会宣布派息的决心将取决于（其中包括）以下因素：经营业绩；财务状况；当前和预期的未来收益水平；经营现金流；流动性需求；市场机会；所得税；维持和增长资本支出；偿还债务；法律、监管和合同限制；营运资金要求；应付税款；以及其他相关因素。我们的短期和长期借款可能会禁止我们在此类债务下将存在违约或违约事件的任何时候支付股息，或者如果由于支付股息而将存在违约或违约事件。
随着时间的推移，我们的资本和其他现金需求可能会与我们当前的需求发生重大变化，这可能会影响我们是否支付股息以及我们未来可能支付的任何股息的金额。如果我们继续以目前的水平支付股息，我们可能无法保留足够的现金来为增长机会提供资金、满足任何大规模的意外流动性需求或在业务严重下滑时为我们的运营提供资金。董事会在遵守我们的章程和其他治理文件的要求的情况下，可以随时修改、撤销或暂停我们的股息。如果董事会减少或取消支付股息，可能会导致我们普通股的市场价格或流动性下降，或两者兼而有之。
我们的现金供应依赖于我们设施的运营。我们普通股持有人可用于股息的实际现金金额将取决于与我们的每一个发电设施相关的众多因素，包括：其经营业绩；盈利能力；毛利率变化；营运资本波动；资本支出水平；适用法律；税收状况；融资；遵守合同；以及管理任何债务的工具中包含的合同限制。我们的发电设施可用于分配的现金数量的任何减少都将减少可用于向我们普通股股东支付股息的现金数量。
我们普通股的市场价格可能会波动。
我们普通股的市场价格可能会波动，并会因应众多因素而出现广泛波动，其中许多因素超出我们的控制范围，包括：
（a）我们经营业绩的实际或预期波动；（b）证券研究分析师的建议；（c）投资者认为可比的其他公司的经济表现或市场估值的变化；（d）执行官和其他关键人员的流失或辞职；（e）出售或预期出售额外的普通股；（f）我们或我们的竞争对手进行或涉及的重大收购或业务合并、战略合作伙伴关系、合资企业或资本承诺；（g）发电行业或我们的目标市场的趋势、关注、技术或竞争发展、监管变化和其他相关问题。
金融市场经历了重大的价格和数量波动，尤其影响了公司股本证券的市场价格，而这些波动在许多情况下与这些公司的经营业绩、基础资产价值或前景无关。因此，即使我们的经营业绩、基础资产价值或前景没有改变，我们普通股的市场价格也可能下降。此外，这些因素以及其他相关因素可能导致资产价值下降，从而可能导致减值损失。
我们可能无法以优惠利率或长期基础延长、续签或更换到期或终止的购电协议或其他客户合同。
我们延长、续签或更换现有购电协议或其他客户合同的能力取决于我们无法控制的若干因素，包括但不限于：在协议到期时，购电协议交易对手是否对能源有持续需求；是否存在政府激励措施；现行市场价格；其他电力来源的可用性；我们在此类购电协议下的义务的令人满意的履行情况；设施的年龄和状况以及持续运营的预测维护和持续资本成本；当时存在的宏观经济因素，例如人口、商业趋势、国际贸易法律、法规、协定、条约、政策及对能源需求的相关影响；以及监管对我们合同对手方的影响。
如果我们无法在购电协议到期前以可接受的条款延长、更新或更换现有的购电协议，或者如果此类协议在到期前以其他方式终止，我们可能无法向市场或其他客户出售电力。如果我们能够在非合同基础上出售电力，我们将以可能大大低于适用合同规定的现行市场价格出售电力。这可能会导致我们的现金流不那么稳定。如果一个项目的非合同能源没有令人满意的市场，我们可能会在其结束前将该项目退役

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有用的寿命。任何未能延长、更新或更换我们现有的大部分购电协议或其他客户合同，或未能以较低价格或其他与现有购电协议相关的不利条款延长、更新或更换它们，或项目退役，都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和向股东支付股息的能力产生重大不利影响。
我们可能无法充分或有效地对冲我们的供应和价格风险敞口。
我们密切监测电力和投入燃料价格变化对我们未来运营的相关风险，并在我们认为适当的情况下，使用各种实物和金融工具对我们的资产和运营进行对冲，使其免受此类价格风险的影响。我们的风险管理和对冲计划的有效性可能会受到我们无法有效缓解的意外事件和成本的不利影响，包括影响供需的意外事件，例如极端天气和计划外停电。如果我们在建立对冲时所依赖的假设不正确，我们也可能受到不利影响。我们在从市场购买电力或天然气以履行这些短期和长期对冲合同下的供应义务时，面临电价和天然气价格的变化。如果我们无法生产或消耗我们对冲的天然气或电力数量，我们可能会蒙受损失，因为我们可能会被要求以更高的价格在市场上购买额外的数量以弥补我们的对冲头寸。可比的是，如果电力的市场价格高于套期保值价格，我们将受到与未实现更高市场价格相关的机会成本。
我们还面临基差风险，因为我们的某些发电设施收到其交付给电网的电力的“节点”价格，而此类发电设施的金融PPA以“枢纽”价格结算。“节点”和“枢纽”价格之间的差异可能不时显着。
交易风险可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的贸易和营销业务经常涉及在中期和短期基础上以及在资产和专有基础上在批发能源市场建立交易头寸。就我们在能源市场持有多头头寸的程度而言，市场价格低迷将导致这些多头头寸价值下降带来损失。相反，如果我们签订远期销售合同以交付我们不拥有的能源，或者在能源市场上持有空头头寸，市场价格的上涨将使我们面临损失，因为我们试图通过在上涨的市场中获取能源来回补任何空头头寸。
此外，我们可能不时会有同时持有多头头寸和空头头寸的交易策略，我们期望从中根据两个头寸的相对价值变化赚取利润。但是，如果这两个头寸的相对价值发生了我们没有预料到的方向或方式的变化，我们就会从这样的配对头寸中实现亏损。
如果我们用来对冲这些风险敞口的策略不有效，我们可能会蒙受重大损失。我们的交易头寸可能会受到能源市场波动的影响，而能源市场的波动又取决于各种因素，包括不同地理区域的天气和短期供需失衡，这是无法确切预测的。能源市场的转变可能会对我们的头寸产生不利影响，这也可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的风险管理小组使用多项风险管理控制措施来限制我们对交易活动产生的风险的敞口。这些控制包括风险资本限额、风险价值、风险毛利率、尾部风险情景、持仓限额、集中度限额、信用限额和批准的产品控制。我们不能保证不会发生损失，这种损失可能超出我们风险控制的参数范围。
我们作为一方的某些合同要求我们为我们的义务提供抵押品。
我们在某些安排下面临风险，包括金融衍生合约以及为对冲和自营交易目的而订立的电力和天然气买卖合约。当这些合同的公允价值超过我们的交易对手授予的任何信用额度并且合同要求我们提供抵押品时，这些合同的条款和条件可能要求我们提供抵押品。这些合同的公允价值变动往往是由于商品价格变动而发生的。这些合同包括：（a）远期商品价格高于或低于合同价格时的金融衍生工具合同，视交易而定；（b）购买协议，当远期商品价格低于合同价格时；（c）销售协议，当远期商品价格超过合同价格时。某些信用评级机构下调我们的信用评级可能会降低我们的交易对手授予的信用额度，从而增加我们可能不得不提供的抵押品数量。公司提供的抵押品数量的任何增加都可能减少我们的流动性并对我们产生重大不利影响。
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如果我们合同的交易对手无法履行其义务，我们可能会受到重大不利影响。
如果我们的电力和蒸汽的购买者或其他合同交易对手不履行其义务，我们可能会受到重大不利影响。虽然我们在订立合同之前有适当的程序和控制措施来管理交易对手信用风险，但所有合同都固有地包含违约风险。此外，虽然我们寻求监控交易活动以确保不超过交易对手的信用额度，但我们不能保证一方不会违约。如果我们合同的交易对手无法履行其义务，我们可能会遭受收入减少，这可能会对我们的业务产生重大不利影响。
如果超过既定的信用风险敞口限额，我们将采取措施减少这种风险敞口，例如在适用的情况下要求提供抵押品，或者停止与受影响交易对手的商业活动。然而，不可能有
保证我们将成功避免因合同交易对手未履行其义务而造成的损失。
根据需要，将采取额外的风险缓解策略，以降低对TransAlta的风险。这些风险缓解策略可能包括但不限于对逾期金额立即采取后续行动、调整付款条件以确保更快收到一部分资金、要求额外的抵押品、减少交易条款以及与受影响的交易对手就协商解决方案密切合作。
自2024年12月31日起，我们的信用风险管理概况和做法没有发生重大变化。我们在2025年没有重大的交易对手亏损。我们继续密切关注市场的变化和趋势，以及这些变化可能对我们的能源交易业务和对冲活动产生的影响，并将按要求采取适当行动，尽管无法保证我们将永远成功。
下表概述了截至2025年12月31日我们在不考虑所持有的抵押品或抵销权的情况下的最大信用风险敞口，包括信用评级分布：
投资
等级
（百分比）		 非投资
等级
（百分比）		 合计
（百分比）		 合计
金额
($)
贸易和其他应收款(1)
84 16 100 699 
长期融资租赁应收款 100 — 100 277 
风险管理资产(1)
53 47 100 194 
长期金融资产(2)
— 100 100 140 
应收贷款(3)
— 100 100 31 
合计       1,341 
(1)信用证和现金及现金等价物是作为与这些金额相关的担保而持有的主要抵押品类型。
(2)计入与交易对手无外部信用评级的长期金融资产。
(3)包括包含在没有外部信用评级的交易对手的其他资产中的3100万美元应收贷款。

商品交易操作对任何一个客户的最大信用敞口，包括未平仓交易头寸的公允价值扣除持有的任何抵押品，为5100万美元（2024年– 7700万美元）。
由于我们的跨国业务，我们受到汇率、税收、监管和政治风险的影响。
由于我们在外国司法管辖区的投资和业务、这些业务的收益、从外国供应商购买设备和服务以及外国计价商品，以及我们以美元和澳元计价的债务，我们面临各种货币的风险。我们的风险敞口主要是美国和澳大利亚货币，这些货币相对于加元的价值变化可能会对我们的经营现金流或我们的外国投资价值产生负面影响。
虽然我们试图通过使用对冲工具来管理这种风险，包括交叉货币利率掉期、远期外汇合约以及在企业层面按币种匹配收入和支出，但无法保证这些风险管理努力将是有效的，这些汇率的波动可能会对我们的业务产生重大不利影响。
除了汇率风险，我们的海外业务可能会面临税收、监管和政治风险。对我们有业务的国家的发电法规或政治气候的任何改变都可能带来额外的成本，并对我们产生重大不利影响。

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我们的净（亏损）收益对外汇汇率变化的敏感性是根据管理层的评估编制的，即美元或澳大利亚货币相对于加元平均增加或减少0.03美元是下一季度的合理潜在变化，如下所示：
因素 增加或
减少
大致影响
关于净（亏损）收益
（百万）
汇率 $0.03 $17 
我们无法为所有潜在风险投保，可能会受到更高的保险费的影响。
我们的业务面临着发电设施建设和运营中固有的风险，例如故障、制造缺陷、自然灾害、伤害、对第三方的损害、盗窃、恐怖袭击、网络攻击和破坏。我们还面临环境风险。我们与信誉良好的保险公司维护保险单，涵盖与我们的业务相关的通常和习惯风险。然而，我们的保险单可能不涵盖损失，或可能由于不可抗力、自然灾害、恐怖分子或网络攻击或破坏、武装敌对行动或其他危险而受到承保范围的限制。我们的保单可能会因气候变化而增加，例如由于风暴严重程度和频率增加。此外，对于某些环境风险，比如环境污染，我们一般不保有保险。我们的保单须由各自的保险人进行年度审查，并且可能根本不会续期或以类似或优惠的条款续期。重大未投保损失或显着超过我们保单限额的损失或未能以类似或优惠条款续签此类保单可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们的保险范围将来可能无法以商业上合理的条款或足够的保险提供
市场上可能没有限额。此外，因我们的任何发电设施的损失或损坏而收到的保险收益可能不足以允许我们继续支付我们的债务。
所得税拨备可能不够用。
我们的业务很复杂，分布在几个国家，所得税拨备的计算涉及不断变化的税收解释、法规和立法。此外，我们的税务申报还要接受税务机关的审核。虽然我们认为我们的税务申报在实质上符合所有适用的税务解释、法规和立法，但我们不能保证我们不会与税务当局就我们的税务申报产生可能对我们的业务产生重大不利影响的分歧。
本公司及其附属公司须遵守各国及各国之间不断变化的法律、条约和法规。我们经营所在国家的各种税务提案可能会导致递延税款的计算基础发生变化，或者可能导致收入或非所得税费用的变化。最近，人们越来越关注与跨国公司税收有关的问题。税法、条约或法规或其解释发生变化，可能导致收入或非所得税费用大幅增加，这可能对我们产生重大不利影响。
所得税率变化对我们净利润的敏感性如下所示：
因素 增加或
减少
（百分比）
大致影响
关于净（亏损）收益
（百万）
税率 1  $1 
如果我们未能吸引和留住关键人员，我们可能会受到重大不利影响。
我们任何关键人员的流失或我们无法吸引、培训、留住和激励更多合格的管理层和其他人员可能对我们的业务产生重大不利影响。竞争这些
人事紧张，不能保证我们会在这方面取得成功。
如果我们无法按要求与我们的工会员工成功谈判新的集体谈判协议，我们将受到不利影响。虽然我们相信我们与加入工会的员工建立了令人满意的关系，但我们不能保证我们将能够
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以商定的条款成功谈判或重新谈判我们的集体谈判协议
TransAlta。2025年，我们成功地重新谈判了一项集体谈判协议。
我们预计将在2026年重新谈判四项集体谈判协议。谈判这些集体谈判协议时遇到的任何障碍都可能导致更高的员工成本和停工或罢工，这可能对我们产生重大不利影响。
我们面临与我们在在建项目中的所有权权益相关的风险，这可能导致我们无法按时或根本无法完成建设项目，并使项目过于昂贵而无法完成或导致投资回报低于预期。
TransAlta在某些尚未开始运营或正在建设中的项目中拥有权益。在完成任何未来建设项目方面可能会出现延误或意外发展，这可能导致这些项目的建设成本超出我们的预期，导致大幅延误或阻止项目开始商业运营。各种因素可能导致建设成本超支、建设暂停或延迟或未能开始商业运营，包括：延迟获得或无法获得必要的土地权、许可证和执照；与新项目与传输系统互联互通相关的延迟和增加的成本；无法获得或维持土地使用和使用权；未能获得承包的第三方服务；项目调度中断；供应链中断，包括由于国际贸易法律、法规、协议、条约的变化，
加拿大、美国或公司供应商所在的其他国家的税收、关税、关税或政策；停工；劳资纠纷；天气干扰；不可预见的工程、环境和地质问题，包括但不限于发现污染、受保护的动植物物种或栖息地、考古或文化资源或其他与环境相关的因素；超出预算的或有事项的意外成本超支；以及缔约方未能根据合同履行。
此外，如果我们或我们的一家子公司有第三方完成任何项目建设的协议，TransAlta受制于第三方的可行性和业绩。我们无法找到替代承包方，如果原承包方未能履约，可能会导致放弃此类项目的建设，而我们可以根据与项目相关的其他协议继续承担义务，包括但不限于承购PPA。
新技术和人工智能可能会出现新出现的风险，可能对公司产生重大不利影响。
我们正在我们的一些设施中引入人工智能和机器人技术。在我们的设施中使用人工智能和机器人技术可能不会产生实质上更好的结果、更高的产出或提高生产力，也无法确定我们将从对这些技术的投资中实现收益。此外，使用人工智能还面临风险，即与此类技术相关的隐私问题可能会阻止当前和潜在客户。
利率的变化会影响我们的借贷成本，影响我们的利率风险。
利率的变化会影响我们的借贷成本。我们资本成本的变化也可能影响新增长举措的可行性。
截至2025年12月31日，我们的长期债务总额中约有10%（2024 – 23%）通过浮动利率债务和利率互换相结合的方式受到浮动利率变化的影响。
我们通过建立并坚持以下政策来管理利率风险：
•采用固定和浮动利率相结合的债务工具；
•监测浮动和固定利率债务混合，调整以确保效率；和
•利用利率互换机会对冲可能的债务发行和未偿还的浮动利率借款。
利率变动对我们净收益的敏感性如下所示：

因素 增加或
减少
（百分比）		 大致影响
关于净收益
（百万）
息率 50 $1 

Transalta Corporation
2025年年度报告
M83
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披露控制和程序
管理层负责建立和维护对财务报告（ICFR）和披露控制和程序（DC & P）的充分内部控制。截至2025年12月31日止年度，我们支持和执行ICFR和DC & P的大多数员工继续在混合基础上工作。公司对办公室和远程工作实施了适当的控制和监督。对我们内部控制的设计和绩效的影响微乎其微。
ICFR是一个框架，旨在为财务报告的可靠性和根据国际财务报告准则为外部目的编制合并财务报表提供合理保证。管理层已使用Treadway委员会发起组织委员会发布的内部控制–综合框架（2013年框架）来评估公司ICFR的有效性。
DC & P是指旨在确保我们根据证券法规提交或提交的报告中要求披露的信息在适用的证券法规规定的时间范围内被记录、处理、汇总和报告的控制和其他程序。DC & P包括但不限于旨在确保我们根据适用的证券法提交或提交的报告中要求我们披露的信息得到积累和
酌情与管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）进行了沟通，以便就我们要求的披露做出及时决定。
ICFR和DC & P框架共同提供了对财务报告和披露的内部控制。在设计和评估我们的ICFR和DC & P时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作得多么好，只能为实现预期的控制目标提供合理保证，因此可能无法防止或发现所有错误陈述，管理层需要运用其判断来评估和实施可能的控制和程序。此外，ICFR的有效性受到以下风险的影响：控制可能会因为条件的变化而变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会发生变化。
管理层在我们的首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至本MD & A涵盖期间结束时我们的ICFR和DC & P的有效性。基于上述评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2025年12月31日，在本MD & A涵盖的期末，我们的ICFR和DC & P是有效的。

M84
Transalta Corporation
2025年年度报告
 

合并财务报表
管理层的报告
致TransAlta Corporation股东
年度报告所载的综合财务报表及其他财务资料已由管理层编制。管理层有责任确保已使用合理的判断、适当的会计原则和方法以及合理的估计来编制这些信息。管理层还确保所提供的所有信息都是一致的。
管理层还负责建立和维护财务报告过程的内部控制和程序。内部控制系统包括内部审计职能和适用于所有员工的既定业务行为政策。此外，TransAlta Corporation（TransAlta或公司）拥有适用于所有员工并每年签署的公司行为准则，可在公司网站（www.transalta.com）上查看。管理层认为，内部控制制度、审查程序和既定政策为财务报告的可靠性和相关性提供了合理保证。
管理层还认为，TransAlta的运营是按照法律和高标准的商业行为进行的。
董事会（董事会）负责确保管理层履行其财务报告和内部控制的责任。董事会主要通过其审计、财务和风险委员会（委员会）履行职责。该委员会仅由独立董事组成，负责审查财务报表和年度报告，并建议董事会批准。委员会与管理层以及内部和外部审计员举行会议，讨论内部控制、审计事项和财务报告问题。内部和外部审计员可以充分和不受限制地进入委员会。委员会还建议由股东任命外部审计师事务所。
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约翰·库西尼奥里斯
乔尔·亨特
总裁兼首席执行官 执行副总裁，财务和
首席财务官
2026年2月26日





F1
Transalta Corporation
2025年年度报告
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管理层关于财务报告内部控制的年度报告
致TransAlta Corporation股东
以下报告由管理层提供，涉及TransAlta Corporation（TransAlta或公司）对财务报告的内部控制（定义见1934年美国证券交易法和National Instrument 52-109发行人年度和中期申报中披露证明（NI 51-109）下的规则13a-15f和15d-15f）。
TransAlta的管理层负责建立和维护公司财务报告的充分内部控制。
管理层使用Treadway委员会（COSO2013）框架的赞助组织委员会来评估TransAlta对财务报告的内部控制的有效性。管理层认为，COSO2013年框架适合于评估TransAlta对财务报告的内部控制，因为它没有偏见，允许对内部控制进行合理一致的定性和定量衡量，足够完整，因此不会遗漏任何会改变关于公司内部控制有效性的结论的相关因素，并且与对财务报告的内部控制的评估相关。
财务报告内部控制由于其固有的局限性，不能为实现财务报告目标提供绝对保证。财务报告内部控制包括涉及人工勤勉和合规的流程，这些流程可能会因人为失败而导致判断失误和故障。
财务报告的内部控制也可以通过串通或不当覆盖来规避。由于这些限制，存在可能无法及时防止或发现重大错报的风险。这些固有的限制是财务报告流程的已知特征，可以在流程中设计保障措施，以降低但不是消除这种风险。
根据国际财务报告准则，TransAlta股权占我们对SP Skookumchuck Investment，LLC（Skookumchuck）的投资。管理层不具备评估该股权投资内部控制的合同能力。一旦从Skookumchuck获得财务信息，就属于TransAlta内部控制框架的范围。管理层关于内部控制有效性的结论并未延伸至该联营公司交易层面的内部控制。
TransAlta的2025年合并财务报表中包含的权益核算投资分别为截至2025年12月31日公司总资产和净资产的1%和8%，以及截至2025年12月31日止年度公司收入和净亏损的0%和（5）%。

Transalta Corporation
2025年年度报告
F2
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财务报告内部控制的变化
公司财务报告内部控制在年度报告涵盖的年度内未发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
管理层评估了截至2025年12月31日TransAlta财务报告内部控制的有效性，并得出结论认为此类财务报告内部控制是有效的。
审计了TransAlta截至2025年12月31日止年度合并财务报表的安永会计师事务所（Ernst & Young LLP）也发布了一份关于上市公司会计监督委员会准则下财务报告内部控制的报告。该报告位于年度报告的下一页。
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约翰·库西尼奥里斯
乔尔·亨特
总裁兼首席执行官 执行副总裁，财务和
首席财务官
2026年2月26日

F3
Transalta Corporation
2025年年度报告
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独立注册会计师事务所的报告
致TransAlta Corporation的股东和董事会
关于财务报告内部控制的意见
我们根据Treadway委员会发起组织委员会（2013年框架）发布的《内部控制——综合框架》（“COSO标准”）中确立的标准，对TransAlta Corporation截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，截至2025年12月31日，TransAlta Corporation（“公司”）根据COSO标准，在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
如随附的管理层财务报告内部控制年度报告所示，管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括纳入公司2025年合并财务报表的SP Skookumchuck Investment，LLC的股权核算合资企业的内部控制，该合资企业分别占截至2025年12月31日的总资产和净资产的1%和8%，以及该日终了年度的收入和净利润的0%和（5）%。我们对公司财务报告内部控制的审计也没有包括对SP Skookumchuck Investment，LLC的股权核算合资企业财务报告内部控制的评估。
我们还按照美国公众公司会计监督委员会（“PCAOB”）的标准，审计了TransAlta Corporation截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并财务状况表、该日终了年度的相关合并（亏损）收益、综合（亏损）收益、权益和现金流量变动表，并对相关附注和我们日期为2026年2月26日的报告发表了无保留意见。
意见依据
公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的管理层财务报告内部控制年度报告中所载的财务报告内部控制的有效性。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。
我们的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性，以及在当时情况下执行我们认为必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
Transalta Corporation
2025年年度报告
F4
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财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括：（1）与维护记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映了公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行的；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。
财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。



/s/安永会计师事务所
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2026年2月26日

F5
Transalta Corporation
2025年年度报告
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独立注册会计师事务所的报告
致TransAlta Corporation的股东和董事会
对财务报表的意见
我们审计了随附的TransAlta Corporation（“公司”）截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并财务状况表、该日终了年度的相关合并（亏损）收益表、综合（亏损）收益表、权益变动表和现金流量表以及相关附注（统称“合并财务报表”）。我们认为，合并财务报表按照国际会计准则理事会颁布的国际财务报告准则，在所有重大方面公允地反映了公司于2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况以及该日终了年度的财务业绩和现金流量。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）的标准，根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架》（“2013年框架”）中确立的标准，对公司截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们日期为2026年2月26日的报告对此发表了无保留意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
Transalta Corporation
2025年年度报告
F6
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关键审计事项
下文通报的关键审计事项是对财务报表的本期审计产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项：（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对合并财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

与若干现金产生单位（“CGU”）有关的长期资产及与Wind & Solar分部有关的商誉的估值
事项说明
如综合财务报表附注2（G）、2（H）、2（Q）（II）、7、19及22所披露，公司拥有大量风能和太阳能发电资产，并已从历史收购中确认商誉，这些商誉必须至少每年或在存在减值迹象时进行减值测试。截至2025年12月31日，与Wind & Solar部门相关的商誉账面价值为1.77亿美元，年内有减值或减值转回迹象的Wind & Solar部门长期资产的可收回金额为5.96亿美元。

由于管理层在确定可收回金额时应用了重大的估计不确定性和判断，主要是由于重大假设对未来现金流量的敏感性以及这些假设的变化将对可收回金额产生的影响，为商誉减值测试确定Wind & Solar分部的可收回金额以及为资产减值测试确定Wind & Solar分部中具有减值或减值回拨指标的某些现金产生单位（“Wind & Solar CGU”）的可收回金额被确定为关键审计事项。主观性较高的估算包括电力生产、销售价格、成本投入、确定合适的贴现率等。
我们如何在审计中处理该事项
我们了解了管理层估算Wind & Solar部分和Wind & Solar CGU可回收量的流程。我们对设计进行了评估，并测试了对公司流程控制的运营有效性，以确定可回收金额。我们用减值或减值转回指标测试公司Wind & Solar部门和Wind & Solar CGU的可收回金额的审计程序包括（其中包括）比较用于估计与外部方当前合同的现金流量的重大假设和历史趋势，以及获取历史发电量数据以评估未来电力生产预测。我们通过与实际结果的比较来评估管理层预测的历史准确性，并进行敏感性分析，以评估对确定可收回金额最重要的假设。我们通过与外部可获得的第三方未来电价估算进行比较，评估了公司对未来销售价格的确定。我们还聘请了我们的内部估值专家来协助我们对贴现率的评估，这涉及根据现有市场数据对输入进行基准测试。

F7
Transalta Corporation
2025年年度报告
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III级衍生工具估值
事项说明
如综合财务报表附注2（b）、2（Q）（V）及14所披露，公司订立的交易作为衍生金融工具入账，并按公允价值入账。分类为第三级的衍生工具的估值是使用不易观察的假设确定的。截至2025年12月31日，公司归类为III级的衍生金融工具的公允价值为6500万美元的风险管理资产和5.12亿美元的风险管理负债。

对依赖于重大不可观察输入值的第三级衍生工具的公允价值确定进行审计可能很复杂，并且依赖于对未来价格、贴现率、信用价值调整、流动性和交割量的判断和估计，并且可能会根据市场情况大幅波动。因此，这种公允价值的确定被确定为关键审计事项。
我们如何在审计中处理该事项
我们了解了公司的流程，并评估和测试了内部控制的设计和运行有效性，以确定和审查用于建立第三级公允价值的输入。我们的审计程序包括，除其他外，测试管理层使用的第三级衍生工具内部模型样本，并评估所使用的重要假设。我们还将管理层的未来定价假设、信用价值调整和流动性假设与第三方数据进行了比较，并将交付量和时间等条款与已执行的商品合同进行了比较。我们将交付量假设与历史信息进行了比较。我们进行了敏感性分析，以评估包括未来商品价格、交付量和贴现率在内的假设。对于一个III级衍生工具样本，我们聘请了我们的内部估值专家，通过评估关键假设和方法来协助我们评估公允价值的适当性。


/s/安永会计师事务所
特许专业会计师
自1947年以来，我们一直担任TransAlta Corporation及其前身实体的审计员。
加拿大卡尔加里
2026年2月26日
Transalta Corporation
2025年年度报告
F8
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合并（亏损）收益表
（单位：百万加元，除非另有说明）
截至12月31日止年度 2025 2024
收入（注5）
2,405  2,845
燃料及外购电力（注6）
935  939
碳履约成本（注16）
50  112
毛利率 1,420  1,794
运营、维护和行政管理（注6）
711  655
折旧及摊销（附注19、20、21及27）
579  531
资产减值（转回）费用（附注7）
(13) 46
税项，除所得税外 50  36
其他经营收入净额（附注8）
(47) (59)
营业收入
140  585
权益收益（附注9）
6  5
应付或有对价公允价值变动（附注7）
37  —
融资租赁收入（附注17）
23  14
利息收入
28  30
利息支出（附注10）
(347) (324)
汇兑（亏损）收益
(21) 5
出售资产（亏损）收益及其他
(7) 4
（亏损）所得税前利润 (141) 319
所得税费用（附注11）
17  80
净（亏损）收益
(158) 239
净（亏损）收益归因于：
   
普通股股东
(138) 229
非控股权益（注12）
(20) 10
  (158) 239
归属于TransAlta股东的净（亏损）收益
(138) 229
优先股股息（附注29）
52  52
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(190) 177
年已发行普通股加权平均数（百万)
297  302
归属于普通股股东的每股净（亏损）盈利、基本及摊薄（附注28）
(0.64) 0.59
见附注。

F9
Transalta Corporation
2025年年度报告
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综合（亏损）收益表
（百万加元）
截至12月31日止年度 2025 2024
净（亏损）收益
(158) 239
其他综合（亏损）收益
 
设定受益计划净精算收益，税后净额(1)
5  9
以后不会重新分类为净（亏损）收益的项目合计
5  9
国外业务折算净资产（亏损）收益
(12) 30
被指定为国外业务套期保值的金融工具的收益（损失），税后净额(2)
11  (28)
指定为现金流量套期保值的衍生工具的（损失）收益，税后净额(3)
(1) 213
将指定为现金流量套期保值的衍生工具的收益重新分类为净（亏损）收益，税后净额(4)
(68) (19)
随后将重新分类为净（亏损）收益的项目总数
(70) 196
其他综合（亏损）收益
(65) 205
综合（亏损）收益总额
(223) 444
综合（亏损）收益总额归属于：
   
TransAlta股东 (203) 434
非控股权益（注12）
(20) 10
  (223) 444
(1)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税开支100万美元（2024–300万美元费用）。
(2)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税开支100万美元（2024–400万美元回收）。
(3)截至2025年12月31日止年度的所得税开支净额为零百万（2024–5700万美元的支出）。
(4)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税回收重分类1400万美元（2024–400万美元回收）。
见附注。
Transalta Corporation
2025年年度报告
F10
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合并财务状况表
（百万加元）
截至12月31日 2025 2024
流动资产
现金及现金等价物 205  337
受限制现金（附注25）
78  69
贸易及其他应收款（附注13）
699  767
预付费用及其他
51  68
风险管理资产（附注14、15）
162  318
库存（注16）
111  134
持有待售资产（附注4、18）
30  80
  1,336  1,773
非流动资产
投资（附注9）
144  159
应收融资租赁款长期部分（附注17）
277  305
风险管理资产（附注14、15）
32  93
物业、厂房及设备（附注19）
5,665  6,020
使用权资产（附注20）
111  120
无形资产（附注21）
243  281
商誉（附注22）
516  517
递延所得税资产（附注11）
41  52
长期金融资产（附注14）
140  —
其他资产（附注23）
156  179
总资产 8,661  9,499
流动负债
银行透支
—  1
应付账款、应计负债和其他流动负债（附注13）
613  756
当前部分退役及其他规定（注24）
84  83
风险管理负债（附注14、15）
156  277
应付股息（附注28及29）
52  49
可交换证券（附注26）
750  750
应付或有代价（附注4及7）
—  81
长期债务和租赁负债的流动部分（附注25）
175  572
1,830  2,569
非流动负债
信贷便利、长期债务和租赁负债（附注25）
3,418  3,236
退役和其他规定（注24）
807  850
递延所得税负债（附注11）
423  470
风险管理负债（附注14、15）
519  305
合同负债（附注5）
26  24
设定受益义务和其他长期负债（附注27）
173  202
负债总额
7,196  7,656
股权    
普通股（附注28）
3,169  3,179
优先股（附注29）
942  942
贡献盈余 42  42
赤字 (2,730) (2,458)
累计其他综合（亏损）收益（附注30）
(24) 41
股东应占权益 1,399  1,746
非控股权益（注12）
66  97
总股本 1,465  1,843
总负债及权益 8,661  9,499
承付款项和或有事项（附注36）
后续事件（注38）
见附注。
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代表董事会： John P. Dielwart
董事
Thomas M. O'Flynn
审计、财务和风险委员会主席

F11
Transalta Corporation
2025年年度报告
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合并权益变动表
（百万加元）
共同
股份		 首选
股份		 贡献了
盈余		 赤字
累计其他综合
收入（亏损）(1)
归因于
股东		 应占
到非控制性
利益		 合计
余额，2023年12月31日
3,285 942 41 (2,567) (164) 1,537 127 1,664
净收益 — — — 229 — 229 10 239
其他综合收益：
换算海外业务净资产净收益，扣除对冲和税
— — — — 2 2 — 2
指定为现金流对冲的衍生品净收益，税后净额
— — — — 194 194 — 194
设定受益计划净精算收益，税后净额
— — — — 9 9 — 9
综合收益总额
— — — 229 205 434 10 444
普通股股息（附注28）
— — — (71) — (71) — (71)
优先股股息（附注29）
— — — (52) — (52) — (52)
根据正常课程发行人投标（NCIB）购买的股份（注28）
(146) — — 3 — (143) — (143)
自动购股计划项下购回股份拨备的回拨（附注28）
19 — — — — 19 — 19
股份支付计划及股票期权行权（附注31）
21 — 1 — — 22 — 22
向非控股权益宣派的分派（附注12）
— — — — — — (40) (40)
余额，2024年12月31日
3,179 942 42 (2,458) 41 1,746 97 1,843
净亏损
—  —  —  (138) —  (138) (20) (158)
其他综合损失：
             
换算国外业务净资产净亏损，扣除对冲和税
—  —  —  —  (1) (1) —  (1)
指定为现金流量套期保值的衍生品净亏损，税后净额
—  —  —  —  (69) (69) —  (69)
设定受益计划净精算收益，税后净额 —  —  —  —  5  5  —  5 
综合亏损总额
—  —  —  (138) (65) (203) (20) (223)
普通股股息（附注28）
—  —  —  (78) —  (78) —  (78)
优先股股息（附注29）
—  —  —  (52) —  (52) —  (52)
根据NCIB购买的股份（注28）
(20) —  —  (4) —  (24) —  (24)
股份支付计划及股票期权行权（附注31）
10  —  —  —  —  10  —  10 
向非控股权益宣派的分派（附注12）
—  —  —  —  —  —  (11) (11)
余额，2025年12月31日
3,169  942  42  (2,730) (24) 1,399  66  1,465 
(1)累计其他综合收益（亏损）的构成部分及变动情况详见附注30。
见附注。
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2025年年度报告
F12
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合并现金流量表
（百万加元）
截至12月31日止年度 2025 2024
经营活动    
净（亏损）收入
(158) 239
折旧及摊销（附注19、20、21及27）
579  531
出售资产收益及其他 (1) (1)
拨备计提（附注10和24）
57  50
退役和恢复费用结算（注24）
(39) (41)
递延所得税追讨（附注11）
(32) (63)
风险管理活动未实现损失
289  2
未实现汇兑损失（收益）
6  (29)
拨备和合同负债 (32) 23
资产减值（转回）费用（附注7）
(13) 46
权益收入，扣除投资分派（附注9）
(1) —
其他非现金项目 (12) 1
营运资本变动前的营运现金流 643  758
非现金经营营运资金余额变动（附注33）
3  38
经营活动现金流 646  796
投资活动    
物业、厂房及设备的增加（附注19及37）
(249) (311)
无形资产增加（附注21和37）
(11) (10)
受限制现金（附注25）
(7) (1)
贷款垫款（附注23）
(6) (1)
收购，扣除取得的现金（注4）
—  (217)
长期金融资产增加（附注14）
(145) —
投资（附注9）
(7) (5)
出售物业、厂房及设备所得款项 8  4
金融工具已实现（亏损）收益 (2) 1
应收融资租赁款减少（附注17）
30  21
发展支出 (2) (6)
其他 (4) 25
非现金投资营运资金余额变动 (23) (20)
投资活动使用的现金流 (418) (520)
融资活动    
信贷安排项下借款净增加（减少）额（附注25和33）
(448) 143
偿还长期债务（附注25、33）
(736) (131)
发行长期债务（附注25和33）
991  —
就普通股支付的股息（附注28）
(74) (71)
就优先股支付的股息（附注29）
(52) (52)
根据NCIB回购普通股（附注28）
(24) (143)
发行普通股所得款项 3  12
金融工具已实现收益
2  4
支付予附属公司非控股权益的分派（附注12）
(11) (40)
租赁负债减少（附注25和33）
(4) (6)
融资费及其他 (8) (1)
非现金融资营运资金余额变动 (1) (6)
用于筹资活动的现金流
(362) (291)
经营、投资和筹资活动使用的现金流
(134) (15)
换算对外币现金的影响 2  4
现金及现金等价物减少
(132) (11)
现金及现金等价物，年初 337  348
现金及现金等价物，年末 205  337
支付的现金税 85  104
支付的现金利息 282  269
收到的现金利息 28  30
见附注。

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合并财务报表附注
（表格金额以百万加元为单位，除非另有说明）
1.企业信息
A.业务说明
TransAlta Corporation（TransAlta或本公司）根据加拿大商业公司法1985年3月，1992年12月成为上市公司。公司总部位于艾伯塔省卡尔加里。
经营分部
世代细分市场
该公司由四个发电部门组成：水电、风能和太阳能、天然气和能源转型。该公司直接或间接拥有并经营水电、风能和太阳能以及天然气燃烧设施，以及在加拿大、美国（美国）和西澳大利亚的燃煤设施和天然气管道业务。加拿大和西澳大利亚的输电分别包含在加拿大和西澳大利亚的水电和天然气部分中。风能和太阳能部分按比例包括我们对SP Skookumchuck Investment，LLC（Skookumchuck）投资的财务业绩。分部收入来自电力和蒸汽的供应和生产以及辅助服务。
能源营销部门
能源营销部门的收入和收益来自北美多个市场（不包括艾伯塔省）的电力、天然气和环境产品交易。
能源营销部门还代表艾伯塔省以外的某些资产提供服务，用于营销可用的发电能力以及采购车队的燃料和传输需求。远期售电和购买天然气及输送的不同期限合同 容量 是 已使用，这些活动计入相关发电分部的毛利率。
企业部门
企业部门包括公司的中央财务、法律、行政、企业发展和投资者关系职能。直接或合理归属于其他分部的活动和费用分配给他们。
B.编制依据
这些合并财务报表由管理层根据国际会计准则理事会（IASB）发布的国际财务报告准则（IFRS）编制。
除金融工具按公允价值计量外，综合财务报表均按历史成本基准编制，详见以下会计政策。
这些合并财务报表由TransAlta董事会（董事会）于2026年2月26日授权发布。
C.合并基础
合并财务报表包括本公司及其控制的附属公司的账目。当公司因参与子公司而暴露或有权获得可变回报，并有能力通过其对子公司的权力影响回报时，控制权就存在。各子公司的财务报表均为同一报告期编制，采用与母公司一致的会计政策。
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2.材料会计政策
本公司已检讨其重要会计政策。管理层用来判断披露的材料的定义是，如果遗漏或错误陈述信息可能会影响用户根据财务信息做出的决策，则该信息被视为重要信息。
A.收入确认
一、客户合同收入
公司与客户签订合同的大部分收入来自发电能力、电力、热能、环境属性和发电副产品的销售。公司评估其订立的合同是否在合同开始时符合与客户订立的合同的定义，如果事实和情况有重大变化的迹象，则在持续的基础上进行评估。当额外承诺商品的对价反映单独售价时，合同修改作为单独合同入账。否则，合同修改将作为现有合同的一部分入账。如果额外货物不被视为可区分，交易价格可能会受到影响，并可能发生对先前确认的收入的调整。如果额外的货物是可区分的，则将现有合同和修改后的合同作为新合同一起处理，从修改日期起前瞻性地反映影响，其中可以包括合同价格的混合。收入是根据与客户签订的合同中规定的交易价格计量的。当商品或服务的控制权转移至客户时确认收入。对于某些合同，如果该金额与公司迄今为止的业绩直接对应，则可在允许的情况下使用发票实用权宜之计按开票金额确认收入。该公司不包括从收入中代表第三方收取的金额。
履约义务
每一项承诺的商品或服务，可区分的，作为履约义务单独核算。公司的合同可能包含不止一项履约义务。
交易价格
公司将合同中的交易价款分配给每项履约义务。分配给履约义务的交易价格可能包含可变对价。可变对价在极可能不发生累计可变收入重大转回的情况下，计入每项履约义务的交易价格。在每个报告期评估以前受到约束的可变对价，以确定是否解除约束。公司与客户的一些合同中包含的对价主要是可变的，可能包括数量和价格的可变性，例如：收入可能取决于由客户或市场需求驱动的未来产量或工厂的运营能力；收入可能取决于生产能源的可变成本；收入可能取决于市场价格；收入可能取决于各种指数和自动扶梯。
当合同中存在多项履约义务时，交易价格分配给每项履约义务的金额描述了公司预期有权获得的对价，以换取转让该商品或服务。公司根据各自的相对单独售价估计交易价格分配给个别履约义务的金额，该价格主要是根据在类似市场条件下将向客户收取的金额估计的。

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认可
已履行的履约义务的确认性质、时间以及公司商品和服务的付款条件说明如下：
好或服务 说明
产能
产能是指资产交付商品或服务的可得性。客户通常为每个定义时间段（例如每月）的容量支付代表定义时间段资产可用性的金额。交付能力的义务随着时间的推移而得到满足，并使用基于时间的衡量标准确认收入。运力合同通常是长期性质的，通常按月收到付款。
合同力
合同售电是指根据合同条款向客户交付单位电量。客户在预定合同期结束时（例如，每月）为产出支付合同规定的价格。交付电力的义务随着时间的推移而得到满足，并使用基于单位的输出计量（即兆瓦时）确认收入。电力合同通常是长期性质的，通常按月收到付款。
热能
热能是指根据合同条款向客户交付单位蒸汽。客户在预定合同期结束时（例如每月）为产出支付合同规定的价格。交付蒸汽的义务随着时间的推移而得到满足，并使用基于单位的产量计量（即千兆焦耳）确认收入。热能合同通常具有长期性质，通常按月收到付款。
环境属性 环境属性是指交付可再生能源证书、绿色属性等类似物项。客户可能会在购买电力的同时签订环境属性合同，在这种情况下，客户在电力交付后的月份支付属性费用。或者，客户在交付环境属性时付款。交付环境属性的义务在某个时间点得到满足，一般是在交付物品时。
代副产品
生成副产品是指在公司目前的美国和之前的加拿大煤炭业务中销售使用煤炭产生的副产品.o交付副产品的义务在某个时间点得到满足，一般是在交付物品时。在满足交付副产品时收到付款。
当公司在履约义务未得到履行之前收到对价时，记录合同负债。当公司在向客户开具发票之前有权就履约义务的完成获得对价时，记录合同资产。公司将无条件对价权利单独确认为应收款项。合同资产和应收款在每个报告期进行评估，以确定是否有任何客观证据表明其发生了减值。
ii.其他来源收入
商家收入
来自非订约运力（即商家）的收入包括按市场价格为生产的每兆瓦时支付的能源费用，并在交付时确认。
租赁收入
在某些情况下，长期电力或热力销售合同可能包含或被视为租赁。如上文所述，与非租赁要素相关的收入确认为货物或服务收入。合同条款和条件导致客户承担标的资产所有权的主要风险和报酬的，该合同安排被视为融资租赁，导致确认融资租赁收入。公司保留主要风险和报酬的，合同安排为经营租赁。租金收入，包括适用的或有租金，在合同期限内确认。
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衍生品和其他交易活动收入
商品风险管理活动涉及使用实物和金融掉期、远期销售合约、期货合约和期权等衍生工具，用于赚取收入和获取市场信息。该公司还签订了差异合同和虚拟电力购买协议（VPPA）。差额合同是财务合同，公司根据该合同获得每兆瓦时的固定价格，并支付每兆瓦时的现行实时能源市场价格。通过VPPA，公司获得每兆瓦时固定合同价格与结算市场价格之间的差额。这些安排符合衍生工具的定义，适用判决来确定合同是否符合“自用”豁免或是否需要衍生处理。
这些衍生工具采用公允价值会计核算。公允价值的初始确认和后续变动影响发生变动期间的报告净收益，并在收入中按净额列报。报告期末未平仓工具的公允价值为未实现损益，在综合财务状况表中作为风险管理资产或负债列报。公司在交易活动中使用的一些衍生工具没有在活跃的交易所进行交易，或者其条款超出了可获得基于交易所的报价的时间段。这些衍生工具的公允价值采用内部估值技术或模型确定。
B.金融工具和套期保值
一、金融工具
分类和测量
国际财务报告准则第9号引入了根据金融资产的合同现金流量特征和公司对该金融资产的业务模式对其进行分类和计量的要求。所有金融资产和负债，包括衍生工具，在公司成为金融工具或非金融衍生工具合同的合同条款的一方时，在综合财务状况表中按公允价值确认。金融资产必须按照摊余成本、公允价值变动计入损益（FVTPL）或公允价值变动计入其他综合收益（亏损）（FVTOCI）进行分类计量。
在特定日期产生的合同现金流量，仅由本金和利息组成，且以收取合同现金流量为目标的业务模式内持有的金融资产，按摊余成本进行后续计量。以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产，是指在特定日期产生的、仅由本金和利息组成的、在以收取合同现金流量和出售该金融资产及权益工具投资为目标的业务模式中持有的具有合同现金流量的金融资产。其他所有金融资产后续均按公允价值计量且其变动计入当期损益。
当金融负债被持有用于交易时，金融负债被归类为FVTPL。其他金融负债均以摊余成本进行后续计量。
根据税收股权投资安排收到的资金被归类为长期债务。在美国，当项目投资者获得对项目实体的股权投资时，就会使用这些安排，并作为其投资的回报，分配几乎所有的收益、现金流和税收优惠（如生产税收抵免、投资税收抵免、加速税收折旧，如适用），直到他们达到商定的目标回报率。一旦实现，这些安排就会发生翻转，届时公司将获得大部分收益、现金流和税收优惠。届时，税收股权投资者的投资随后被视为剩余股权所有权，分配被归类为非控制性权益。在将实际利率法应用于税收股权融资时，公司做出了会计政策选择，将税收属性的影响确认在净利息费用中。
公司订立多种衍生金融工具以管理其面临的商品价格风险、利率风险和外币兑换风险，包括固定价格金融掉期、长期实物售电合同、外汇远期合同、利率掉期合同，以及指定外币债务作为对外经营净投资的对冲。
衍生工具最初按订立衍生工具合约当日的公允价值确认，其后于各报告期末按公允价值重新计量。由此产生的收益或损失立即在净收益中确认，除非衍生工具被指定为有效的套期工具，在这种情况下，在净收益中确认的时间取决于套期关系的性质。
非衍生品主合同中嵌入的不属于IFRS 9范围内金融资产的衍生工具（如金融负债），在符合衍生工具定义、其风险和特征与主合同的风险和特征不密切相关且主合同未按FVTPL计量时，作为单独的衍生工具处理。混合合约中嵌入的包含IFRS 9范围内金融资产主机的衍生工具不分离，整个合约酌情按FVTPL或摊余成本计量。
金融资产在收取现金流量的合同权利到期时终止确认。金融负债在债务解除、取消或到期时终止确认。
金融资产也在公司转让其从该资产收取现金流量的权利或承担了支付已收

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现金流在“转嫁”安排下流向第三方，要么实质上转移了资产的所有风险和报酬，要么转移了对资产的控制权。如果TransAlta保留了该资产几乎所有的风险和报酬，或保留了对该资产的控制权，则将继续确认该资产和任何相关负债。对所转让资产采取担保形式的持续涉入，按资产原账面价值与TransAlta可能被要求偿还的最高对价金额两者中的较低者计量。
金融资产和负债进行抵销，并在合并财务状况表中列报净额的，如果存在当前可执行的抵销已确认金额的法定权利，且有以净额结算或变现资产和同时结算负债的意图。
交易成本在分类或指定为FVTPL的金融工具发生时计入费用。对于债务工具等其他金融工具，交易成本确认为该金融工具账面值的一部分。本公司对以摊余成本计量的金融工具的任何交易成本或费用、已赚取或发生的溢价或折价，采用实际利率法进行摊销。
金融资产减值
TransAlta确认以摊余成本计量的金融资产以及某些其他工具的预期信用损失备抵。金融资产的损失准备，如果其信用风险自初始确认后显著增加，或者该金融资产为购买的或产生的信用减值金融资产，则按照等于整个存续期内预期信用损失的金额计量。金融资产自初始确认后信用风险未显著增加的，其损失准备按照等于12个月预期信用损失的金额计量。
对于根据IFRS 15确认的贸易应收款、租赁应收款和合同资产，TransAlta采用简化方法计量损失准备。因此，公司不跟踪信用风险的变化，而是在每个报告日以等于整个存续期预期信用损失的金额确认损失准备。
对预期信用损失的评估基于历史数据，并根据包括第三方违约率的前瞻性信息进行调整，具体取决于信用评级。
ii.对冲
在可以应用套期会计，公司选择寻求套期会计处理的情形下，将套期关系指定为公允价值套期、现金流量套期或对外经营净投资的外币敞口套期。
如果一种关系在开始时被正式指定并记录为一种套期，并且由于被套期风险，套期工具和被套期项目的价值通常变动方向相反，则该关系符合套期会计的条件。文件包括对套期工具和被套期项目或交易的识别、被套期风险的性质、公司的风险管理目标和进行套期的策略以及如何评估套期有效性。套期会计过程包括将衍生工具与特定的已确认资产和负债或特定的确定承诺或极可能的预期交易挂钩。
公司在套期开始时和持续基础上正式评估所使用的衍生工具在抵消被套期项目的公允价值或现金流量变动方面是否高度有效。如果未达到套期标准或公司未应用套期会计，衍生工具在综合财务状况表中按公允价值确认，公允价值的后续变动在变动期间计入净收益。
公允价值对冲
在公允价值套期关系中，被套期项目的账面金额根据归属于被套期风险的公允价值变动进行调整，变动计入净收益。被套期项目的公允价值变动，在套期关系有效的范围内，由套期衍生工具的公允价值变动抵消，该公允价值变动也记入净收益。
对于与以摊余成本列账的项目相关的公允价值套期，对账面价值的任何调整均采用实际利率（EIR）法在套期的剩余期限内通过损益摊销。EIR摊销可在调整存在时立即开始，且不迟于被套期项目因被套期风险导致的公允价值变动停止调整时开始。
如果被套期项目被终止确认，则未摊销的公允价值立即在净收益中确认。
现金流对冲
在现金流量套期关系中，套期衍生工具公允价值变动的有效部分在其他综合收益（损失）（OCI）中确认，而任何无效部分在净收益中确认。现金流量套期准备调整为套期工具累计损益与被套期项目累计公允价值变动孰低。
如果现金流量套期会计终止，如果预计被套期的未来现金流量仍将发生，则先前在累计其他综合收益（损失）（AOCI）中确认的金额必须保留在AOCI中。否则，该金额将立即重新分类为净收益，作为重新分类调整。终止后，一旦发生被套期现金流，AOCI中剩余的任何金额
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必须根据基础交易的性质进行会计处理。
对外经营净投资的外币敞口对冲
对外经营净投资的外汇敞口进行套期保值时，套期工具汇兑损益的有效部分在OCI中确认，无效部分在净收益中确认。相关公允价值酌情记入风险管理资产或负债。先前在AOCI中确认的金额在被对冲净投资因处置、部分处置或失去控制而减少时在净收益中确认。
C.现金及现金等价物
现金及现金等价物包括现金和原到期日为三个月或更短的高流动性投资。
D.库存
一、燃料
公司存货余额由作为燃料的煤炭和天然气构成，按加权平均成本和可变现净值孰低计量。天然气和外购煤炭库存成本包括使库存达到现有状态和位置所产生的所有适用支出和费用。
ii.能源营销
能源营销分部为交易目的而持有的商品存货按公允价值减销售成本计量。公允价值变动减销售成本在变动期净收益中确认。
iii.零部件、材料和用品
零部件、材料和用品按成本孰低入账，按移动平均成本和可变现净值计量。
iv.排放抵免额和配额
排放信用和配额按成本记为库存。购买供公司使用的，按成本入账，按加权平均成本与可变现净值孰低列账。对于通常不可互换的排放积分，公司使用特定识别方法记录积分。授予TransAlta或由TransAlta内部产生的信用记录为零。排放负债按公司为清偿其超过政府规定的上限和目标的义务而要求的估计合规成本入账。根据与第三方的合同条款可收回的合规成本确认为与客户的合同收入。
为交易而持有且符合衍生工具定义的排放信用和配额采用公允价值会计法进行会计处理。不满足衍生工具标准的排放信用和配额采用权责发生制核算。
E.物业、厂房及设备
公司对物业、厂房及设备（PP & E）的投资按建造、购买或购置时各部件的原始成本进行初始计量。组成部分是资产的有形部分，可在其预计使用寿命内单独识别和折旧，预计可提供超过一年的收益。原始成本包括材料、人工、借款费用和其他直接归属成本等项目，包括退役和恢复成本的初步估计。成本在很可能实现未来经济效益且项目成本能够可靠计量的情况下，确认为PP & E。主要备件的成本被资本化并归类为PP & E，因为这些项目只能用于PP & E的一个项目。
计划中的维护定期进行。计划中的主要维护包括对现有组件的检查、维修和维护以及对现有组件的更换。计划的主要维修活动所产生的成本在期间维修活动发生时资本化，并在期间内按直线法摊销，直至下一次重大维修活动发生时为止。重大维修期间更换部件所产生的支出资本化，并在此种部件的估计使用寿命内摊销。
日常维修和保养以及更换小零件的费用在发生时计入净收益。在初始确认和按成本计量后，所有类别的PP & E继续使用成本模型计量，并按成本减去累计折旧和减值损失（如有）列报。PP & E或组件的一个项目在处置时或当预期其使用或处置不会产生未来经济利益时被终止确认。终止确认产生的任何收益或损失在终止确认资产时计入净收益。PP & E每个组件的使用寿命估计是基于当前的事实和过去的经验，并考虑到现有的长期销售协议和合同、当前和预测的需求以及技术过时的可能性。使用寿命用于估算PP & E成分的折旧率。PP & E资产在资产被认为可供使用时进行折旧，这通常是在商业运营开始时。被指定为在特定设施中进行不间断操作至关重要的保险备件在该设施的整个生命周期内折旧，即使该物品没有使用。资本

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备件在物品投入使用时开始折旧。PP & E项目的每个重要组成部分在其估计使用寿命内折旧至其残值，一般采用直线法或单位生产法。估计可使用年限、残值和折旧方法每年进行审查，并根据新的或额外的信息进行修订。使用寿命、残值或折旧方法变更的影响进行前瞻性会计处理。
按资产类别分类的可折旧资产组成部分的估计剩余使用寿命如下：
水力发电
1-47年
风能和太阳能发电
1-29年
气体生成
1-32年
能源转型
1-8年
资本备件和其他
1-47年
TransAlta将投资于在建项目的资本的借款成本资本化。在开始商业运营时，资本化的借款费用作为资产总成本的一部分，在相关资产的估计使用寿命内折旧。
F.无形资产
企业合并中取得的无形资产按取得日的公允价值与商誉分开确认。单独取得的无形资产按成本确认。开发项目产生的内部产生的无形资产在与该无形资产的内部使用或销售的可行性和可能的未来经济利益相关的某些标准得到证明时予以确认。
无形资产初始按成本确认，成本由创造、生产和准备该无形资产以使其能够按管理层预期的方式运营所需的所有可直接归属的成本组成。
不符合无形资产标准的软件即服务，例如基于云的软件，在发生时计入费用，包括实施成本。
初始确认后，无形资产继续采用成本模式计量，并按成本减累计摊销和减值损失（如有）列报。摊销计入综合收益表的折旧和摊销。
无形资产可供使用时开始摊销，按直线法计算
超过该无形资产的预计使用寿命。无形资产的估计可使用年限可参照相关合同或许可协议的期限等确定。估计使用寿命和
摊销方法每年都会进行审查，任何变化的影响都会被前瞻性地入账。
无形资产包括固定价格高于购置之日市场价格的售电合同、软件和正在开发的无形资产。无形资产预计剩余使用寿命如下：
Software
1-6年
售电合同
1-16年
G.不包括商誉的有形和无形资产减值
在每个报告期末，公司评估是否有任何迹象表明PP & E和有限寿命无形资产发生了减值。
可能表明存在减值的因素包括：相对于历史或预计的经营业绩表现明显落后；资产使用方式或公司整体业务战略的重大变化；或重大的负面行业或经济趋势。在某些情况下，这些事件是明确的。然而，在许多情况下，明确可识别的表明可能减值的事件不会发生。相反，一段时间内会发生一系列个别不重要的事件，导致资产可能发生减值的迹象。在公司不是设施运营商的情况下，这可能会更加复杂。事件可能发生在这些情况下，而这些情况可能要等到它们发生之后的某个日期才能知道。
对公司的经营、市场和经营环境进行例行监测，并作出判断和评估，以确定是否发生了表明可能发生减值的事件。已发生此类事件的，对该资产所属资产或现金产生单元（CGU）的可收回金额进行估算。可收回金额为资产的公允价值减去处置成本与其使用价值两者中的较高者。公允价值是市场参与者在计量日以有序交易方式出售资产时将得到的价格。在确定公平 价值， 最近 市场 交易 被考虑在内。如果无法识别此类交易，则采用现金流折现等适当的估值模型。使用价值是指公司对该资产的持续使用和最终处置预计产生于该资产的预计未来现金流量的现值。如果可收回金额低于资产或现金产生单位的账面值，则在净收益中确认资产减值费用，并将资产的账面值减至其可收回金额。
在每个报告日，评估是否有任何迹象表明先前确认的减值费用可能不再存在或可能已经减少。如果
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存在此类迹象时，对该资产所属的资产或现金产生单位的可收回金额进行了估计，如果可收回金额有所增加，则转回先前确认的减值费用。如果减值费用随后被转回，则资产的账面值将增加至其可收回金额的修订估计或如果先前没有确认减值费用本应确定的账面值（扣除折旧）中的较低者。减值费用的转回在净收益中确认。
H.商誉
企业合并中产生的商誉在取得控制权之日确认为资产。商誉计量为收购成本加上被收购方的任何非控股权益的金额（如适用）减去所收购的相关可辨认资产和承担的负债的公允价值。
商誉不进行摊销，但至少每年进行减值测试，如果对事件和情况的分析表明可能存在减值，则更频繁地进行减值测试。这些事件可能包括商誉相关的现金产生单位或现金产生单位组别的财务状况发生重大变化，或出现重大的负面行业或经济趋势。就减值而言，商誉分配予预期将受益于产生商誉的业务合并的协同效应的公司各现金产生单位或现金产生单位组别。因此，公司进行减值测试，即与商誉相关的现金产生单位或现金产生单位组的可收回金额与其每个经营分部的账面值进行比较。如果可收回金额低于账面价值，则立即在净收益中确认减值费用，方法是先减少商誉的账面价值，然后再减少单位中其他资产的账面价值。为商誉确认的减值费用不会在以后期间转回。
一、所得税
公司采用负债法核算所得税。在负债法下，递延所得税资产和负债按资产和负债的账面价值与其各自所得税基础之间的差异（暂时性差异）确认。递延所得税资产也可能被确认为可用于结转的未使用的税收抵免和损失的预期收益，前提是很可能获得可用于抵销税收抵免和损失的未来应纳税所得额。递延所得税资产和负债的计量依据为报告期末已颁布或实质上已颁布的所得税税率和税法，且
预计在预计实现或结算暂时性差异的年度适用。递延所得税在净收益中收取或贷记，除非与在OCI中收取或贷记或直接计入权益的项目有关。递延所得税资产的账面价值在每个报告期末进行评估，并在不再可能获得足够的应纳税所得额以使该资产全部或部分变现时予以减记。未确认的递延所得税资产在每个报告日重新评估，并在未来应纳税所得额很可能收回递延所得税资产时予以确认。
对子公司投资产生的应纳税暂时性差异确认递延所得税负债，但公司能够控制暂时性差异转回且该暂时性差异在可预见的未来很可能不会转回的除外。
在合并现金流量表中披露的已支付现金税包括所得税和与该期间加拿大第VI.1部分税相关的已支付税款。
J.员工未来福利
公司有固定收益养老金和其他离职后福利计划。设定受益计划下提供福利的当期服务成本采用基于服务按比例分摊的预计单位贷记法确定。净利息成本通过对设定受益负债净额应用贴现率确定。用于确定设定受益义务现值和净利息成本的贴现率，参照报告期末条款和币种与预计受益义务条款和币种相匹配的优质公司债券的市场收益率确定。重新计量，包括精算损益和计划资产收益率（不包括净利息），在其发生期间通过OCI确认。精算损益产生于经验调整和精算假设的变化。重新计量不会在后续期间从OCI重新分类至损益。
因削减或结算设定受益计划而产生的收益或损失在削减或结算发生时确认。当福利计划的重组产生限电和债务清偿时，限电在清偿前入账。
在确定公司的固定福利养老金计划的法定最低资金需求是否会导致记录额外负债时，公司提供的信用证作为担保被视为缓解了资金需求。在这些情况下不会导致额外的责任。

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根据固定缴款养老金计划应付的缴款在提供服务期间确认为负债和费用。
K.规定
当公司因过去事件而产生现时义务（法律或推定），很可能会要求公司清偿该义务，并可对该义务的金额作出可靠估计时，即确认拨备。法律义务可以通过合同、立法或其他法律实施而产生。建设性义务产生于一个实体的行动，据此，通过过去实践的既定模式、公布的政策或足够具体的当前声明，该实体表示它将承担某些责任，从而产生了它将履行这些责任的有效预期。确认为准备的金额是在考虑到与该义务相关的风险和不确定性的情况下，在每个期末重新计量的对清偿该义务所需支出的最佳估计。预计未来将发生支出的，该义务采用现行市场为基础、经风险调整后的贴现率按其现值计量。
公司为所有发电设施和矿场记录了一项退役和恢复条款，法律或建设性地要求公司在其使用寿命结束时拆除设施并恢复工厂或矿场。对于一些水电设施，公司被要求拆除发电设备，但没有被要求拆除结构。
初始退役准备在发生时按其现值确认。每个报告日，公司采用反映资金时间价值和相关风险的现行贴现率确定拨备现值。公司在相关PP & E资产仍在使用的范围内，将初始退役和恢复准备金，以及因修订成本估算和期末修订基于市场的风险调整贴现率而产生的变化确认为相关PP & E（见附注2（E））的成本。当相关PP & E资产达到使用寿命时，退役和恢复准备的变动在净收益中确认。如果公司预计将从第三方获得部分未来退役费用的补偿，则在几乎可以确定将收到补偿时，该补偿被确认为一项单独的资产。
因对结清债务所需支出估计的修正或期末对市场化、风险调整贴现率的修正而导致的其他拨备变动，在净收益中确认。
退役和恢复准备金和其他的净现值折扣的增加
拨备计入每期净收益，计入利息费用。
L.租赁
根据国际财务报告准则第16号，当客户获得在一段时间内控制一项已识别资产的使用的权利以换取对价时，合同包含租赁。
一、承租人
公司就土地、楼宇及办公空间、车辆及场地机器及设备订立租赁安排。对于符合IFRS 16下租赁定义且公司为承租人且不被豁免为短期或低价值租赁的所有合同，公司：
•在综合财务状况表中确认使用权资产和租赁负债；
•在综合收益表中确认使用权资产的折旧和租赁负债的利息费用；以及
•在合并现金流量表中将租赁负债的本金偿还确认为融资活动，将租赁负债的利息支付确认为经营活动。
对于短期和低价值租赁，公司将租赁付款确认为经营费用。
不依赖于指数或费率的可变租赁付款额不计入租赁负债和使用权资产的计量，在触发付款的事件或条件发生期间确认为费用。
使用权资产的初始计量金额等于租赁负债，并根据在开始日期或之前支付的任何款项进行调整，加上拆除和移除标的资产或恢复标的资产或其所在场地所产生的任何初始直接成本和成本估计，减去收到的任何租赁奖励。
租赁负债按开工时未支付的租赁付款额的现值进行初始计量，并采用公司增量借款利率或租赁内含利率进行折现。当指数或费率变动导致未来租赁付款额发生变化，或公司对其是否将行使延期、终止或购买选择权的估计或评估发生变化时，租赁负债将重新计量。对使用权资产账面值进行相应调整，或在使用权资产账面值减至零的情况下计入损益。
租赁期限包括在公司合理确定将行使延长选择权的情况下所涵盖的期间
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期权和期权所涵盖的期限，如果公司合理确定不会行使该期权，则终止。
使用权资产按租赁期或标的资产使用寿命中较短的期间计提折旧。租赁转让标的资产所有权或者使用权资产成本反映公司预期行使购买选择权的，相关使用权资产在标的资产使用寿命内计提折旧。
公司已选择适用实务变通办法，允许承租人不分离非租赁部分，而是将任何租赁和相关非租赁部分作为单一安排进行会计处理。
ii.出租人
购电协议（PPA）和其他长期合同可能包含或可能被视为租赁，如果安排的履行取决于特定资产（例如发电机组）的使用，并且该安排向客户传达了控制该资产使用的权利。
如果公司确定合同的合同条款包含或属于租赁，并导致客户承担资产所有权的主要风险和报酬，则该安排为融资租赁。受融资租赁约束的资产不反映为PP & E，租赁投资净额（以应收承租人款项的现值表示）在综合财务状况表中作为金融资产入账，分类为应收融资租赁款项。被视为租赁安排一部分的付款在应收租赁款减少和融资租赁收入之间分摊。付款的融资租赁收入部分采用一种方法确认，该方法导致每期净投资的回报率不变，并在综合收益表的融资租赁收入中反映。
如果公司确定合同的合同条款包含或属于租赁，并导致公司保留资产所有权的主要风险和报酬，则该安排为经营租赁。对于经营租赁，该资产正在或继续作为PP & E资本化，并在其使用寿命内折旧。
M.非控股权益
非控制性权益产生于公司获得低于100%权益的业务合并。非控股权益按照公允价值或者非控股权益占被购买方可辨认净资产的比例进行初始计量。公司在逐笔交易的基础上确定使用哪种计量。非控制性权益亦产生于公司与其他方之间的其他合约安排，据此另一方已
收购一家子公司的股权，公司保留控制权。
收购后，非控股权益的账面值由非控股权益应占的后续权益变动及向非控股权益支付的款项增加或减少。全面收益总额（亏损）归属于非控股权益，即使这导致非控股权益出现负余额。
当非控股权益持有的股权比例发生变化时，对控股权益和非控股权益的账面金额进行调整，以反映其在子公司中的相对权益的变化。调整非控股权益的金额与已支付或已收取对价的公允价值之间的任何差额，直接在权益中确认并归属于股东。
N.联合安排
合营安排是一种合同安排，确定双方或多方同意进行和共同控制一项经济活动的条款。公司的合营安排一般分为两类：共同经营和合营企业。
共同经营产生于拥有共同控制权的各方对该安排有关的资产享有权利并对该安排的负债承担义务。通常，每一方从资产中获得产出的份额，并各自承担共同经营所产生的成本的约定份额。公司通过确认其在共同经营中的权益所占资产、负债、收入和费用的份额，采用比例合并法在合并财务报表中报告其在共同经营中的权益。
在合营企业中，合营企业对合营企业的个别资产或义务不享有权利。相反，每个风险投资人都对该安排的净资产拥有权利。公司采用权益法报告其在合营企业中的权益。权益法下，投资初始按成本确认，账面金额增减确认公司在收购日后应占合营企业的净损益。公司与合营企业之间的交易影响根据公司的所有权权益予以消除。从合营公司收到的分配减少了投资的账面金额。收购成本减去被收购合营企业的已确认可辨认资产、负债和或有负债的公允价值的任何超出部分均确认为商誉，并计入投资的账面值，并作为投资的一部分进行减值评估。
对合营企业的投资在每个报告日进行减值评估，首先评估是否有

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投资受损的客观证据。如果存在此类客观证据，如果投资的可收回金额低于其账面值，则确认减值费用。投资的可收回金额按使用价值和公允价值减去处置成本两者中的较高者确定。
O.持有待售资产
资产和处置组（一起处置的资产和负债）被归类为持有待售，如果其账面价值将主要通过出售而不是由公司继续使用来收回。分类为持有待售的资产及处置组按其账面值及公允价值减去处置成本后的较低者计量。任何减值均在净收益中确认。当一项资产或股权投资分别被分类为持有待售时，折旧和权益会计就停止了。分类为持有待售的资产和处置组在综合财务状况表中列报为流动资产和流动负债。
P.业务组合
收购构成业务的交易采用收购法进行会计处理。取得的可辨认资产和承担的负债，包括或有对价，按其取得日公允价值计量。业务由应用于那些有能力为创造产出做出贡献的投入的投入和流程组成。商誉按照转让对价公允价值减去取得的净资产公允价值的部分进行计量。为实现企业合并而与收购相关的成本，除发行债务或股本证券的成本外，在发生时在净收益中确认。
可选的公允价值集中度测试是在逐笔交易的基础上应用的，以允许对所收购的一组活动和资产是否不是一项业务进行简化评估。收购的总资产的公允价值几乎全部集中于单一可辨认资产或一组类似可辨认资产的，公司可以选择将收购作为资产收购而非企业合并处理。
问：重大会计判断及估算不确定性的关键来源
编制财务报表需要管理层作出判断、估计和假设，这些判断、估计和假设可能会影响该期间资产、负债、收入、费用的报告金额以及或有资产和负债的披露。这些估计存在不确定性。由于利率、外汇汇率波动等因素，实际结果可能与这些估计不同，
通货膨胀和商品价格以及经济状况、立法和法规的变化。
在应用公司会计政策的过程中，管理层必须对在作出估计时具有高度不确定性并可能对合并财务报表中确认的金额产生重大影响的事项作出判断和估计。有关计算中使用的关键变量的不同估计，或估计的变化，可能会对公司的财务状况或业绩产生重大影响。估计不确定性的关键判断和来源描述如下：
一、企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值
所收购资产和承担的负债的公允价值，包括或有对价，是根据收购之日可获得的信息估计的。虽然管理层使用最佳估计和假设来准确估值在收购之日获得的资产和承担的负债，以及任何或有对价，但估计在本质上是不确定的，可能会被细化。
企业合并的会计处理需要在收购日作出重大判断、估计和假设。在制定收购日期的公允价值估计时，管理层使用了多种因素，包括市场数据、市场价格、产能、历史和未来预期现金流、增长率和贴现率。有关企业合并的信息已包含在附注4中。
ii.PP & E和商誉减值
当与商誉相关的资产、现金产生单位或现金产生单位组的账面值超过其可收回金额，即其公允价值减处置成本与其使用价值两者中的较高者，即存在减值。在每个报告日进行评估，以确定是否有任何迹象表明可能存在减值费用或先前确认的减值费用可能不再存在或可能已经减少。在确定公允价值减去处置成本时，使用了类似资产的第三方交易信息，如果无法获得这些信息，则使用其他估值技术，例如贴现现金流。使用价值是根据资产的当前使用和现状，使用管理层对未来现金流量的最佳估计的现值计算得出的。
在使用贴现现金流量法估计公允价值减去处置成本或使用价值时，必须对设施使用寿命期间的销售价格、销售成本、生产、燃料消耗、资本支出、报废成本和其他相关现金流入和流出作出估计和假设。在制定这些假设时，管理层使用了对合同的估计
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和未来市场价格基于工厂运营所在区域的预期市场供需、预期生产水平、计划内和计划外停电、法规和传输能力的变化或设施剩余寿命的限制。
贴现率采用加权平均资本成本方法确定，该方法基于资本结构、权益成本和债务成本假设，基于具有相似风险特征的可比公司和市场数据作为受测试的资产、现金产生单位或现金产生单位组。这些估计和假设很容易在不同时期发生变化，实际结果可以而且经常发生变化，与估计不同，可能对减值费用的估计产生正面或负面影响，并且可能是重大的。
减值结果也可能受到确定现金产生单位或进行资产和商誉减值测试的现金产生单位组的影响。现金产生单位是产生现金流入的最小可识别资产组，这些现金流入在很大程度上独立于来自其他资产或资产组的现金流入，商誉分配给预期将受益于产生商誉的收购的协同效应的每个现金产生单位或现金产生单位组。商誉的分配在分部、现金产生单位或现金产生单位组别的组成发生变化时进行重新评估。要确定CGU，需要进行重大判断，才能确定什么构成接入同一系统的电厂之间的独立现金流。公司评估市场设计、传输限制和每个设施的合同概况，以及公司自己的商品价格风险管理计划和做法，以便为这一决定提供信息。
关于商誉的分配或重新分配，需要做出重大判断来评估协同效应及其影响。公司评估来自综合人才和技术、职能组织和未来增长潜力的机会方面的协同效应，并考虑自己的绩效衡量过程来做出这一决定。有关2024至2025年期间减值的重大判断和估计的信息在附注7、19和22中披露。
iii.租约
为确定公司的合同是否包含或是否为租赁，管理层必须运用判断来评估合同是否为客户提供了在租赁期内使用该资产所获得的几乎所有经济利益的权利，以及客户是否获得了在租赁期内指导使用该资产的权利。对于那些被认为包含或属于租赁的协议，需要进一步判断，通过评估终止或延期选择权是否合理确定将被行使来确定租赁期限。判断是
还适用于确定基于使用或履约因素（不包括在内）的实质固定付款（包括在内）和可变付款，以及确定合同的租赁和非租赁部分（供应商提供的服务），以及将合同付款分配给租赁和非租赁部分。
对于公司作为出租人的租赁，需要判断是否所有权的几乎所有重大风险和报酬都转移给了客户或留在公司，以适当地将该协议作为融资或经营租赁进行会计处理。这些判断可能很重要，并影响公司如何在综合财务状况表中将与该安排相关的金额分类为PP & E或融资租赁应收款，因此某些收入和费用项目的金额取决于此类分类。2025年和2024年确认应收融资租赁款，当确定设施所有权的重大风险和报酬转移给客户时。有关融资租赁的信息在附注17中披露。
iv.所得税
编制合并财务报表涉及确定公司经营所在的每个司法管辖区的所得税估计或拨备。该过程还涉及对当前应付的所得税和预期在未来期间应付或可收回的所得税进行估计，称为递延所得税。递延所得税产生于因税务和会计目的区别对待的项目而产生的暂时性差异的影响。这些差异的税务影响在综合财务状况表中反映为递延所得税资产和负债。还必须进行评估，以确定公司未来的应纳税所得额足以收回递延所得税资产的可能性。在这种收回可能性不大的情况下，必须减少递延所得税资产。管理层使用公司的长期预测作为评估递延所得税资产回收的基础。管理层在评估不断变化的税收解释、法规和立法时必须运用判断力，以确保递延所得税资产和负债的完整和公允列报。与公司估计不同的评估和应用可能会对递延所得税资产和负债确认的金额产生重大影响。有关公司税收政策影响的信息在附注11中披露。
五、金融工具和衍生工具
公司金融工具及衍生工具以公允价值进行会计处理，公允价值的初始及后续变动影响当期收益发生变动。金融工具及衍生工具的公允价值分为三个等级，第III级

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使用不易观察的资产或负债输入值确定的公允价值。公允价值层级之间的转移被视为在导致转移的事件或情况变化发生的报告期末发生。这些公允价值水平在附注14中进行了概述和更详细的讨论。公司的一些公允价值被列入第三级，因为它们没有在活跃的交易所进行交易，或者其条款超出了可获得基于交易所的报价的时间段，并且需要使用内部估值技术或模型来确定公允价值。
这些合约和衍生工具的公允价值的确定可能很复杂，依赖于对未来价格、波动性和流动性等因素的判断和估计。这些公允价值估计可能不一定表明可以实现或结算的金额，这些假设的变化可能会影响所报告的金融工具的公允价值。公允价值可能会大幅波动，并可能取决于当前的市场状况而产生有利或不利的影响。判断也被用来根据公司对定价和产量的估计来确定现金流量套期中指定的极有可能的预测交易是否预计会发生，以使未来的交易得以实现。
当公司订立合约以购买或出售非金融项目，例如某些商品，而合约可以以现金净额结算时，公司必须根据公司的预期购买、销售或使用要求（即正常购买和销售），运用判断来评估该等合约是否已订立并继续持有，以便接收或交付商品。如果这一主张无法得到支持，最初在合同开始时并在持续的基础上，合同必须作为衍生工具入账并以公允价值计量，公允价值变动在净收益中确认。在支持正常的购销断言时，公司考虑了合同的性质、与合同相关的预测需求和供应要求及其过去以净额结算其他类似合同的做法，这可能会玷污正常的购销断言。该公司还订立了PPA和合同的分歧和判断，以确定合同是否符合“自用”豁免或是否需要派生处理。
vi.退役和修复活动的规定
TransAlta确认附注2（K）中概述的退役和恢复义务的准备金。初始退役准备金及其后续变化是使用公司对所需现金支出的最佳估计确定的，并进行调整以反映结算时间和金额所固有的风险和不确定性。估计现金支出的现值估值采用当期、经风险调整、基于市场、税前
贴现率。估计现金流量、市场利率或时间的变化可能对拨备的账面金额产生重大影响。关于2024年至2025年期间作出的关于退役和恢复规定的重大判断和估计的信息在附注7、19和24中披露。
vii.PP & E的使用寿命
PP & E项目的每个重要组成部分在其估计使用寿命内折旧。估计使用寿命是根据当前事实和以往经验确定的，并考虑到资产的预期实际寿命、现有的长期销售协议和合同、当前和预测的需求、技术过时的可能性和法规。PP & E的使用寿命至少每年进行一次审查，以确保它们继续是适当的。有关设施使用寿命变动的信息在附注19中披露。
viii.员工未来福利
该公司向员工提供养老金和其他离职后福利，例如健康和牙科福利。提供这些好处的成本取决于许多因素，包括实际的计划经验以及对未来经验的估计和假设。
年度补偿费用中包含的养老金和离职后福利负债以及相关成本受到与以下相关的估计的影响：
•员工人口统计，包括年龄、薪酬水平、雇佣期限、对计划的贡献水平以及计划资产的收益；
•计划条文变更的影响；及
•关键精算假设的变化，包括补偿率和医疗保健成本增加以及贴现率。
由于养老金和离职后福利估值的复杂性，上述任何一个因素的估计发生变化都可能对养老金和其他离职后福利负债的账面金额或相关费用产生重大影响。这些假设每年都会进行审查，以确保它们继续是适当的。关于雇员未来福利的披露在附注32中披露。
ix.其他规定
必要时，公司确认因正在进行的业务活动而产生的准备金，例如合同条款的解释和适用、正在进行的诉讼和不可抗力索赔。这些规定及其后续变更，是使用公司对基础事件结果的最佳估计确定的，也可能受到第三方根据合同要求做出的决定的影响。可能需要拨备的实际金额可能与确认的金额存在重大差异。更多
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有关其他条款的信息在附注24中披露。
十、客户合同收入
凡合同包含对商品或服务的多个承诺，管理层在确定商品或服务是否构成可明确区分的商品或服务或一系列实质上相同且向客户转让模式相同的可明确区分的商品时行使判断。履约义务的确定影响到交易价格是在某一时点确认还是在一段时间内确认。管理层既考虑合同的机制，也考虑合同的经济和经营环境，以确定合同中的货物或服务是否可区分。
在确定交易价格和可变对价估计时，管理层在估计将向客户提供的商品和服务时考虑了客户过去的使用历史。该公司还考虑了其可变发电资产的历史生产水平和运营条件。公司的合同一般会概述与合同中的每项履约义务相关的向客户开具发票的具体金额。在合同未具体规定个别履约义务金额的情况下，公司根据其单独售价估计交易价格分配给个别履约义务的金额，该售价主要根据在类似市场条件下将向客户收取的金额进行估计。
履约义务的履行需要管理层对标的商品或服务的控制权何时转移给客户进行判断。确定履约义务何时履行影响  的 择时 的 收入 认可。 管理层既考虑客户对该商品或服务的接受程度，也考虑认证要求等法律法规的影响，以确定这种转移何时发生。
当合同发生修改时，管理层必须行使判断力，根据合同变更的事实和情况，确定修改是作为新合同还是作为现有合同的一部分进行会计处理。如果要求作为现有合同的一部分进行会计处理，交易价格可能会受到影响，可能会发生对先前确认的收入的调整，或者可以从修改之日起前瞻性地反映影响。
管理层还应用判断来确定发票实务权宜之计是否允许在开票金额与实体迄今为止的业绩直接对应的情况下按开票金额确认收入。

XI。联合安排的分类
在订立合营安排或取得合营安排的权益时，公司须将其分类为合营经营或合营企业，此分类影响合营安排的会计处理。在作出这一分类时，公司在评估安排的条款和条件时行使判断，以确定各方是否对资产享有权利和对净资产承担义务或权利。必须评估法律结构、合同安排和其他事实和情况等因素，例如安排的目的主要是为了向各方提供产出，以及当各方基本上是安排的唯一现金流来源时，以了解安排各方的权利。
十二。影响显著
在进行投资时，公司必须将其归类为对联营公司的投资或IFRS 9下的投资。公司在作出这一分类时，是在评估其是否对被投资单位具有重大影响时进行判断。重大影响是参与被投资方财务和经营政策决策的权力，但不是对那些政策的控制或共同控制。公司持有被投资单位20%或以上表决权的，推定该主体具有重大影响力，除非能明确证明事实并非如此。在评估公司是否对被投资方具有重大影响力时，会考虑其他因素，例如在董事会的代表性、参与决策过程、公司与被投资方之间的重大交易、管理人员的交流或提供必要的技术信息。
十三。估计数变动
截至2025年12月31日止年度，有关资产减值（回拨）费用（附注7）、退役及其他拨备（附注24）及设定受益义务（附注27）的估计有变动。截至2024年12月31日止年度，有关资产减值（回拨）费用（附注7）、可使用年期（附注19）、退役及其他拨备（附注24）及设定受益义务（附注27）的估计有变动。


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3.会计变更
A.当前会计变更
截至2025年12月31日止年度，会计政策并无变动。
B.未来会计变更
公司密切关注国际会计准则理事会发布的新会计准则和对现有会计准则的修订。以下标准已发布但尚未生效。
对IFRS 9和IFRS 7的修订——与自然相关的电力合同
2024年12月18日，IASB发布了对IFRS 9金融工具和IFRS 7金融工具的修订：披露以改进对依赖自然的电力（例如风能和太阳能）合同的财务影响的报告，这些合同通常结构为电力购买协议。根据这些合同，发电量可能会根据天气状况等不可控因素而有所不同。修正案明确了自用要求的适用，允许在这些合同被用作套期工具的情况下进行套期会计，并增加了关于这些合同对公司财务业绩和现金流量影响的新披露要求。修订自2026年1月1日或之后开始的年度报告期间生效。

从2026年第一季度开始，公司将风能和太阳能部门内的某些先前存在的VPPA指定为持有用于套期保值，并应用了套期会计。因此，在2026年1月1日或之后产生的这些对冲衍生工具的公允价值变动的有效部分将在OCI中确认，而任何无效部分将在净（亏损）收益中确认。不允许追溯指定。

对IFRS 7和IFRS 9的修订——金融工具的分类和计量
2024年5月29日，IASB发布了对金融工具分类和计量的修订，自2026年1月1日起生效，影响了IFRS 7和9。国际会计准则理事会修订了与使用电子支付系统结算金融负债和评估金融资产的合同现金流量特征相关的要求，包括那些与ESG挂钩的特征。这一修正预计不会对合并财务报表产生重大影响。
IFRS 18 —财务报表中的列报和披露
2024年4月9日，IASB发布新准则，IFRS 18财务报表中的列报和披露，其中引入了新的要求，以提高损益表的可比性，增强管理层定义的业绩计量的透明度，并在财务报表中对信息进行更有用的分组。该准则对自2027年1月1日或之后开始的年度报告期间生效。公司目前正在评估对财务报表的影响。
C.比较数字
某些比较数字已重新分类，以符合本期的列报方式。这些重新分类不影响先前报告的净（亏损）收益。
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4.业务收购
收购Heartland Generation
2024年12月4日，公司从Energy Capital Partners（ECP）收购Heartland Generation Ltd.和Alberta Power（2000）Ltd.（统称Heartland）的所有已发行和流通普通股（此次收购）。此次收购包括Heartland在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的全部业务运营，此次收购完成，总收购价格为4.93亿美元，其中包括承担2.32亿美元的长期债务。此次收购的资金来自手头现金和公司信贷额度下的借款。
于2025年8月1日和2025年10月2日，公司根据联邦竞争局的要求，分别完成了出售48MW Poplar Hill设施的100%权益和97MW Rainbow Lake设施的50%权益，这要求公司与竞争事务专员签订同意协议，以剥离Heartland的Poplar Hill和Rainbow Lake资产（所需剥离）。详见附注7和18。
购买价格分配是在计量期结束前完成的，反映了管理层对所收购资产和负债的公允价值的最佳估计。没有对原购买价格分配进行后续调整，收购商誉归属于燃气分部。交易确认的5100万美元商誉是交易确认的递延税项负债的结果，这些负债按公司的有效税率记录，没有贴现，并且来自归属于集合劳动力的价值。预计没有任何商誉可用于税收抵扣。
下表汇总了代表已支付对价的购买价格分配以及截至2024年12月4日所收购净资产的估计公允价值。


2024年12月4日
流动和非流动资产
现金及现金等价物 276 
贸易和其他应收款 126 
风险管理资产 16 
预付费用及其他资产 106 
持有待售资产（附注18）
80 
应收融资租赁款长期部分（附注17）
107 
物业、厂房及设备及使用权资产（附注19及20）
413 
无形资产（附注21）
57 
递延所得税资产（附注11）
41 
流动和非流动负债
应付账款和应计负债 193 
风险管理负债 4 
信贷便利、长期债务和租赁负债（附注25）
232 
退役和其他规定（注24）
156 
递延所得税负债（附注11）
108 
合同负债
6 
以公允价值计量的可辨认净资产总额 523 
收购产生的商誉（附注22）
51 
取得的净资产 574 
现金对价 493 
应付或有代价 81 
转让的总购买对价 574 

F29
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5.收入
A.收入分类
该公司的大部分收入来自出售电力、容量以及环境和税收属性，以及资产优化活动，这
公司分为以下几组，以确定经济因素如何影响收入的确认。
截至2025年12月31日止年度
水电 风和
太阳能		 气体 能源转型 能源
市场营销
企业(1)
合计
与客户签订合同的收入
电力及其他
42  264  671  13  9  —  999 
环境和税收属性(2)
70  106  11  —  —  (68) 119 
客户合同收入 112  370  682  13  9  (68) 1,118 
衍生品和其他交易活动收入(3)
34  (251) 172  248  121  7  331 
商家销售收入 203  71  393  233  —  —  900 
其他(4)
19  16  20  1  —  —  56 
总收入 368  206  1,267  495  130  (61) 2,405 
与客户签订合同的收入
收入确认时点
在某个时间点
70  42  11  13  —  (68) 68 
随着时间的推移
42  328  671  —  9  —  1,050 
与客户签订的合同收入总额
112  370  682  13  9  (68) 1,118 
(1)公司间销售的消除反映在企业部分。
(2)环境和税收属性代表环境属性和生产税转移销售不捆绑电力等销售。
(3)系套期保值和衍生品头寸的已实现和未实现收益或损失。大宗商品市场的波动和定价在不同时期可能会有很大差异，并影响衍生品头寸的变动。
(4)其他收入包括与受税收股权融资安排约束的美国风电设施相关的生产税收抵免、符合经营租赁标准的长期合同的总租赁收入以及其他杂项收入。
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F30
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截至2024年12月31日止年度 水电 风和
太阳能		 气体 能源转型 能源
市场营销
企业(1)
合计
与客户签订合同的收入
电力及其他
36 242 494 12 — — 784
环境和税收属性(2)
61 77 2 — — (34) 106
客户合同收入 97 319 496 12 — (34) 890
衍生品和其他交易活动收入(3)
16 (69) 282 311 168 — 708
商家销售收入 287 71 546 291 — — 1,195
其他(4)
9 15 26 2 — — 52
总收入 409 336 1,350 616 168 (34) 2,845
与客户签订合同的收入
收入确认时点
在某个时间点
61 28 — 12 — (34) 67
随着时间的推移
36 291 496 — — — 823
与客户签订的合同收入总额 97 319 496 12 — (34) 890
(1)公司间销售的消除反映在企业部分。
(2)环境和税收属性代表环境属性和生产税转移销售不捆绑电力等销售。
(3)系套期保值和衍生品头寸的已实现和未实现收益或损失。大宗商品市场的波动和定价在不同时期可能会有很大差异，并影响衍生品头寸的变动。
(4)其他收入包括与受税收股权融资安排约束的美国风电设施相关的生产税收抵免、符合经营租赁标准的长期合同的总租赁收入以及其他杂项收入。


F31
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B.履约义务
公司与客户的合同中的履约义务包括提供电力和蒸汽容量；交付电力、热能和环境属性；提供运维服务和水管理服务；供应燃煤发电的副产品。
截至2025年12月31日，分配给剩余履约义务（尚未确认的合同收入）的交易价格总额约为25.24亿美元，预计将在2026-2028年期间确认约5.66亿美元；在2029-2031年期间确认4.93亿美元；在2032-2036年期间确认7.45亿美元；在2037年及之后确认7.2亿美元。
这些金额不包括与受限制的可变对价相关的未来收入。在该公司的许多合同中，交易价格的要素被视为受到限制，例如取决于驱动的未来产量的可变收入
受客户或市场需求或市场价格受公司影响以外的因素影响。因此，上述披露的未来收入金额仅代表预计公司将从其合同组合中实现的未来收入的一部分。
截至2025年12月31日，4300万美元的合同负债是指通过提供相关商品或服务提前从客户处收到的履行相关履约义务的对价。履行履约义务时确认收入。
C.重要客户
截至2025年12月31日止年度，对艾伯塔省电力系统运营商的销售额占公司总收入的20%（2024年– 24%）。没有其他公司占公司总收入的10%以上。
6.按性质分列的费用
燃料、购买的电力和运营、维护和管理（OM & A）
燃料和外购动力以及按性质分类的OM & A费用如下：
截至12月31日止年度
2025
2024
燃料和
已购买
动力		 OM & A 燃料和
已购买
动力		 OM & A
气体燃料费用 464  —  369 —
煤炭燃料成本
134  —  123 —
特许权使用费、土地租赁、其他直接费用 28  —  28 —
外购电力 309  —  419 —
工资和福利 —  317  — 296
其他经营费用(1)
—  394  — 359
合计 935  711  939 655
(1)其他经营开支包括合约人力、物料、保险、办公成本及其他行政及间接费用。
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F32
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7.资产减值（转回）费用
作为公司监测控制的一部分，为每个现金产生单位准备了长期预测。长期预测估计用于评估潜在减值指标的重要性，并提供评估经营不利变化的标准。公司在审查减值指标时也考虑了其市值与账面价值之间的关系等因素。当出现减值迹象时，公司估计可收回金额（使用价值或公允价值减去处置成本两者中较高者）为
使用贴现现金流预测的受影响现金产生单位。估值受制于从假设和输入到贴现率、电价预测、资产的使用寿命（延伸至2072年最后一次计划资产报废）和长期预测的计量不确定性，其中包括生产、燃料成本、运营成本和资本支出的变化。公司确认了以下资产减值（转回）费用：
截至12月31日止年度 段 2025 2024
减值费用，扣除减值转回
风能和太阳能 20  —
与所需剥离相关的减值费用 气体 37  —
与发电设备相关的减值转回（附注18）
能源转型 (30) —
退役和恢复条款的变化(1)（注24）
能源转型 (44) 24
项目开发成本(2)
企业 4  22
资产减值（回拨）费用
(13) 46
(1)变动涉及贴现率变动、估计现金流量的修正和现金流量的时间安排。
(2)公司在与不再进行的项目相关的企业部门确认了减值费用。
风能和太阳能设施减值费用
截至2025年12月31日止年度，内部估值显示，四个风电设施的账面价值超过其公允价值减去处置成本，这主要是由于更新了生产概况和较低的电价假设，这对估计的未来现金流产生了不利影响，并产生了3700万美元的减值费用。这四个设施的可收回金额3.63亿美元是根据公允价值减去处置成本使用贴现现金流模型估计的，并被归类为第三级公允价值计量。公允价值计量中使用的贴现率在5.53-7.24 %的范围内。
截至2025年12月31日止年度，公司确认了一个风力设施和一个太阳能设施的减值转回，这两个设施此前已发生减值。1700万美元的减值转回主要是由于电价假设的变化对估计的未来现金流产生了有利影响。这两个设施的可收回金额2.33亿美元
采用贴现现金流模型按公允价值减处置成本估算，归类为第三级公允价值计量。公允价值计量中使用的贴现率在6.10至7.24%的范围内。
所需资产剥离
为满足联邦竞争局有关收购Heartland的要求，公司与竞争事务专员签订了一份同意协议，根据该协议，公司同意在收购于2024年12月4日完成后剥离Heartland的Poplar Hill和Rainbow Lake设施。
截至2025年12月31日止年度，公司确认了与所需剥离相关的3700万美元减值损失，相应的应付或有对价公允价值变动在该期间的（亏损）收益表中确认。


F33
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8.其他营业收入净额
其他营业收入净额包括以下各项：
截至12月31日止年度 2025 2024
艾伯塔省非煤炭协议
(43) (40)
其他
(4) (19)
其他营业收入净额
(47) (59)
艾伯塔省非煤协议（OCA）
根据亚奥理事会的条款，如果公司在2030年12月31日或之前停止燃煤排放，公司每年将从艾伯塔省政府收到约4300万美元的现金付款。该公司于2021年12月31日前实现了所有燃煤排放的停止。
公司于7月31日或之前收到OCA款项，全年平均确认为净其他营业收入。根据亚奥理事会的条款，受影响的设施可能会在2030年12月31日之后继续使用非燃煤方式发电。
其他
公司收到与承包商在我们风力站点的涡轮机可用性保证方面需要满足的要求相关的违约金。
在截至2024年12月31日的一年中，该公司还从平衡池收到了900万美元的补偿，用于TransAlta为Sundance A提供的退役费用。

9.投资
投资
投资变动情况如下：
Skookumchuck
其他投资(1)(2)
合计
余额，2023年12月31日
104 34 138
投资 — 8 8
股权收益（亏损）
10 (5) 5
收到的分配 (5) — (5)
外汇汇率变动 9 2 11
收益中确认的公允价值变动净额
— 2 2
余额，2024年12月31日
118 41 159
投资 —  7  7 
股权收益（亏损）
8  (2) 6 
收到的分配 (5) —  (5)
外汇汇率变动
(6) (2) (8)
亏损中确认的公允价值变动净额
—  (1) (1)
取得原权益入账投资的控制权 —  (14) (14)
余额，2025年12月31日
115  29  144 
(1)其他投资包括EMG International，LLC采用权益法核算，Energy Impact Partners采用FVTPL核算。
(2)2025年2月28日，公司收购Tent Mountain剩余40%权益，此前采用权益法核算。天蓬山于2025年12月31日成为全资子公司。
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F34
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Skookumchuck风力项目
TransAlta持有SP Skookumchuck Investment，LLC 49%的会员权益，该公司采用权益法核算。Skookumchuck是一个136.8兆瓦的风力项目，位于华盛顿州Centralia附近的刘易斯和瑟斯顿县。该项目与Puget Sound Energy的20年PPA将于2040年结束。
其他投资
EMG International，LLC
TransAlta持有EMG的30%权益，EMG是一家废水处理处理公司，采用权益法核算。收益来自废水处理设施的设计和建设。
能源影响合作伙伴
2022年5月6日，公司承诺在未来四年内向Energy Impact Partners Deep Decarbonization Frontier Fund 1（前沿基金）投资2500万美元。对前沿基金的投资为公司提供了投资新兴技术的投资组合方法，以及识别、试点、商业化并将有助于向净零排放过渡的新兴技术推向市场的机会。投资按FVTPL核算。
有关公司于Skookumchuck按比例权益的营运结果的财务资料摘要如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
经营成果
收入和其他营业收入 21  21
费用 (13) (12)
占净收益的比例 8  9
有关公司于Skookumchuck按比例权益的资产及负债的财务资料摘要如下：
截至12月31日
2025 2024
流动资产 14  15
非流动资产 314  342
流动负债
(18) (20)
非流动负债 (74) (97)
净资产 236  240

F35
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10.利息费用
利息费用构成如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
债务利息 203  197
可交换债券的利息（附注26）
25  31
可交换优先股利息（附注26）
28  28
资本化利息（附注19）
—  (16)
赎回优先票据净收益(1)（注25）
(5) —
租赁负债利息 10  10
信贷便利费、银行手续费及其他利息 29  21
税务股权融资之税盾（注25）
—  3
拨备计提（注24）
57  50
利息支出 347  324
(1)包括被指定为现金流对冲的利率衍生品的3100万美元收益，部分被2100万美元的预付款溢价和500万美元的递延融资成本加速摊销所抵消。详见附注25。
11.所得税
合并收益表
一、费率调节
截至12月31日止年度 2025 2024
（亏损）所得税前利润
(141) 319
归属于非控股权益的净亏损（盈利）不征税
20  (10)
调整后（亏损）所得税前利润
(121) 309
加拿大联邦和省所得税法定税率（%） 23.3 % 23.3 %
预期所得税（回收）费用
(28) 72
所得税增加（减少）原因：
外国有效税率的差异 13  (6)
不可扣除费用(1)
7  46
非应税收入
(14) (10)
应税资本（收益）损失
(17) 1
与对子公司投资暂时性差异相关的递延所得税回收
—  (5)
未确认递延所得税资产的减记（减记转回）
54  (13)
法定和其他费率差异 (1) (1)
关于以前年度递延所得税的调整 (5) (11)
其他 8  7
所得税费用 17  80
有效税率（百分比）
(14) 26
(1)该金额与美国当前的税收调整有关，以减轻与税基侵蚀和反滥用税相关的现金税、加拿大不可扣除的罚款，以及与优先股股息相关的税收调整，在会计上被视为利息。
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全球最低税法
为响应经合组织第二支柱示范规则，加拿大颁布了全球最低税法（GMTA）于2024年6月19日发布。GMTA规定，在管辖范围内适用的最低税率为15%。GMTA的采纳并未对公司的税
费用。IAS 12包含确认和披露与第二支柱相关的递延税项信息的强制性临时例外。公司已适用这一例外情况。
ii.所得税费用构成部分
所得税费用构成如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
当期所得税费用 49  143
与暂时性差异产生和转回相关的递延所得税回收
(86) (45)
与对子公司投资暂时性差异相关的递延所得税回收
—  (5)
未确认递延所得税资产的减记（减记转回）(1)
54  (13)
所得税费用 17  80
当期所得税费用 49  143
递延所得税回收
(32) (63)
所得税费用 17  80
(1)截至2025年12月31日止年度，公司减记递延税项资产5400万美元（2024–1300万美元回收）。递延所得税资产主要涉及与公司直接拥有的美国业务相关的税收损失相关的税收优惠以及其他可抵扣差异。公司尚未确认1.99亿美元（2024–1.52亿美元）的递延所得税资产，理由是不太可能有足够的未来应税收入来使用这些资产。
合并权益变动表
与计入权益的项目相关的当期和递延所得税合计如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
与以下相关的所得税（回收）费用：
   
与现金流量套期相关的净影响 (14) 53
与国外业务对冲相关的净影响 1  (4)
与精算净收益相关的净影响
1  3
在权益中报告的所得税（回收）费用
(12) 52

F37
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合并财务状况表
公司递延所得税资产（负债）的重要组成部分如下：
截至12月31日 2025 2024
亏损结转(1)
182  149
未来退役和恢复费用
181  184
物业、厂房及设备 (655) (646)
对子公司的投资
(70) (60)
风险管理资产和负债，净额 105  40
员工未来福利和薪酬计划 53  52
外汇差额
12  16
其他应纳税暂时性差异
9  (1)
递延所得税负债净额，未确认递延所得税资产前
(183) (266)
未确认递延所得税资产 (199) (152)
递延所得税负债净额
(382) (418)
(1)2018年之前产生的美国净运营亏损和加拿大非资本亏损的到期日期从2031年到2045年不等。从2018年起产生的美国净运营亏损没有到期。
递延所得税负债净额在综合财务状况表中列报如下：
截至12月31日 2025 2024
递延所得税资产(1)
41  52
递延所得税负债 (423) (470)
递延所得税负债净额 (382) (418)
(1)在综合财务状况表中呈列的递延所得税资产可根据估计的未来收益和税务规划策略收回。对未来收益的估计所采用的假设是基于公司的长期预测。
或有事项
截至2025年12月31日，公司已确认与不确定税务状况相关的净负债为零（2024 – nil）。
12.非控股权益
公司拥有非控股权益的子公司及经营情况如下：
子公司/运营
非控股权益拥有人
截至2025年12月31日的非控股权益
截至2024年12月31日的非控股权益
TransAlta热电联产LP
加拿大电力控股公司。
49.99%
49.99%
Kent Hills Wind LP Natural Forces Technologies Inc。
17%
17%
TransAlta Cogeneration，LP（TA Cogen）在加拿大经营着一系列热电联产设施，并拥有Sheerness 1号和2号机组50%的股份，这是一座以天然气为燃料的发电设施。
Kent Hills Wind LP是一家子公司，拥有并运营位于新布朗斯威克的167兆瓦Kent Hills（1、2和3）风力设施。

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F38
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有关拥有重大非控股权益的附属公司的财务资料摘要如下：
TA Cogen
截至12月31日止年度 2025 2024
收入 94  167
净（亏损）收益和综合（亏损）收益总额
(52) 9
归属于非控股权益的金额：
净（亏损）收益
(20) 9
综合（亏损）收益总额
(20) 9
支付给Canadian Power Holdings Inc.的分配。 11  40
截至12月31日 2025 2024
流动资产 49  47
长期资产 56  130
流动负债 (35) (48)
长期负债 (36) (32)
总股本 (34) (97)
归属于Canadian Power Holdings Inc.的权益。 (15) (46)
非控股权益份额（百分比） 49.99  49.99
Kent Hills Wind LP
截至12月31日止年度 2025 2024
收入 36  34
净收益及综合收益总额 3  7
归属于非控股权益的金额：
净收益及综合收益总额 —  1
截至12月31日 2025 2024
流动资产 12  33
长期资产 466  463
流动负债 (18) (26)
长期负债 (160) (174)
总股本 (300) (296)
归属于非控股权益的权益 (51) (51)
非控股权益份额（百分比） 17  17


F39
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13.贸易和其他应收款和应付账款、应计负债和其他流动负债
截至12月31日 2025 2024
贸易应收账款 507  570
提供抵押品（注15）
92  124
应收融资租赁款的流动部分（附注17）
30  30
应收贷款的流动部分（附注23）
1  1
应收所得税 69  42
贸易和其他应收款 699  767
截至12月31日 2025 2024
应付账款和应计负债 548  694
应付所得税
11  23
应付利息 23  17
合同负债的流动部分（附注5）
17  12
持有待售负债（附注18）
6  1
所持抵押品（注15）
3  9
应付或有代价
5  —
应付账款、应计负债和其他流动负债
613  756
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F40
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14.金融工具
A.金融资产与负债—分类与计量
金融资产和金融负债按成本、公允价值或摊余成本持续计量。
截至2025年12月31日的账面价值 衍生品
用于
套期保值		 衍生品
持有
交易（FVTPL）		 摊余成本 其他金融资产和负债（FVTPL） 其他金融资产（FVOCI） 合计
金融资产        
现金及现金等价物(1)
—  —  205  —  —  205 
受限制现金 —  —  78  —  —  78 
贸易和其他应收款(2)
—  —  630  —  —  630 
长期金融资产
—  —  —  140  —  140 
融资租赁应收款的长期部分
—  —  277  —  —  277 
应收贷款的长期部分(3)
—  —  30  —  —  30 
其他投资(4)
—  —  —  25  1  26 
风险管理资产        
当前 —  162  —  —  —  162 
长期 —  32  —  —  —  32 
金融负债        
应付账款、应计负债和其他流动负债(5)
—  —  574  —  —  574 
应付股息 —  —  52  —  —  52 
风险管理负债      
当前 —  156  —  —  —  156 
长期 —  519  —  —  —  519 
信贷便利、长期债务和租赁负债(6)
—  —  3,593  —  —  3,593 
可交换证券 —  —  750  —  —  750 
(1)包括现金等价物为零。
(2)不包括应收所得税。
(3)计入其他资产。参见附注23。
(4)不包括EMG International，LLC和Tent Mountain。参见附注9。
(5)不包括合同负债的当期部分、当期应付所得税、持有待售负债和应付或有对价。
(6)包括当前部分。

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截至2024年12月31日的账面价值
衍生品
用于
套期保值		 衍生品
持有
交易（FVTPL）		 摊余成本 其他金融资产（FVTPL） 其他金融资产（FVTOCI） 合计
金融资产        
现金及现金等价物(1)
—  —  337  —  —  337 
受限制现金 —  —  69  —  —  69 
贸易和其他应收款(2)
—  —  725  —  —  725 
融资租赁应收款的长期部分
—  —  305  —  —  305 
应收贷款的长期部分(3)
—  —  24  —  —  24 
其他投资(4)
—  —  —  22  1  23 
风险管理资产
当前 45  273  —  —  —  318 
长期 —  93  —  —  —  93 
金融负债        
银行透支 —  —  1  —  —  1 
应付账款、应计负债和其他流动负债(5)
—  —  720  —  —  720 
或有对价
—  —  —  81  —  81 
应付股息 —  —  49  —  —  49 
风险管理负债
当前 —  277  —  —  —  277 
长期 —  305  —  —  —  305 
信贷便利、长期债务和租赁负债(6)
—  —  3,808  —  —  3,808 
可交换证券 —  —  750  —  —  750 
(1)包括现金等价物为零。
(2)不包括应收所得税。
(3)计入其他资产。参见附注23。
(4)不包括EMG International，LLC和Tent Mountain。参见附注9。
(5)不包括合同负债的当期部分、当期应付所得税和持有待售负债。
(6)包括当前部分。
B.金融工具的公允价值
金融工具的公允价值是市场参与者在计量日进行的有序交易中，出售资产时将收到的价格或转移关联负债所支付的价格。公允价值可以通过观察该工具在公司可以进入的活跃市场中的报价来确定。在市场不活跃的情况下，公司根据估值模型确定公允价值或由
参考活跃市场中的其他同类产品。使用估值模型确定的公允价值需要使用假设。在确定这些假设时，公司主要着眼于外部易于观察的市场输入。然而，如果无法获得这些数据，公司将使用不基于可观察市场数据的输入。
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F42
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一、I、II、III级公允价值计量
公司使用的公允价值等级中的I、II和III级分类定义如下。金融工具的公允价值计量仅包括在三个层次中的一个层次中，其确定依据的是对公允价值推导具有重要意义的最低层次输入值。III级分类是公允价值层级中的最低级别分类。
a.一级
第一级公允价值采用公司在计量日有能力获取的相同资产或负债在活跃市场中的报价（未经调整）的输入值确定。在确定I级公允价值时，公司使用从纽约商品交易所等活跃交易所获得的相同交易商品的报价。
b. II级
第二级公允价值是直接或间接使用资产或负债的可观察输入值确定的。
属于II级类别的公允价值是通过使用活跃市场中的报价确定的，在某些情况下，该报价会根据资产或负债的特定因素进行调整，例如基差、信用估值和所在地差异。
该公司的商品风险管理II级金融工具包括价值基于可观察商品期货曲线的场外衍生品和经经纪人报价或其他公开市场数据提供者验证的输入的衍生品。第二级公允价值也使用估值技术确定，例如期权定价模型和插值公式，其中输入很容易观察到。
在确定其他风险管理资产和负债的第二级公允价值时，本公司使用利率收益率曲线和汇率等资产或负债可观察的未经调整的报价以外的可观察输入值。对于某些交易量不足或缺乏近期交易的金融工具，公司依赖类似的利率或汇率输入以及信用利差等其他第三方信息。
c. III级
第三级公允价值采用不易观察的资产或负债的输入值确定。
公司可能会进行无法获得市场可观察数据的商品交易。在这些情况下，采用逐日预测、逐日模型等估值技术确定第三级公允价值。对于逐个模型的估值，可以采用衍生定价模型、基于回归的模型和情景分析模拟模型。
模型输入可能基于历史数据，例如单位可用性、传输拥塞、个别非标准交易和结构性产品的需求概况和/或从历史价格关系得出的产品之间的波动性和相关性。对于经常性以公允价值确认的资产和负债，公司在每个报告期末通过重新评估分类（基于对公允价值计量整体具有重要意义的最低层次输入值）确定层级之间是否发生转移。
除下文第四节讨论的长期金融资产外，本期间公司的估值流程、估值技术和公允价值计量所使用的输入值类型没有变化。
该公司还拥有各种商品合同，其条款超出了流动交易期。由于无法获得这些合同全期的远期市场价格，这些合同的价值是通过参考基于外部和内部基本面模型（包括贴现）组合的预测得出的。因此，这些合同被归类为III级。
ii.商品风险管理资产负债
商品风险管理资产和负债包括用于与贸易活动和某些承包活动相关的能源营销和发电部门的风险管理资产和负债。在适用范围内，非对冲头寸的净风险管理资产和负债的变化反映在这些业务的收益中。
截至2025年12月31日，按公允价值水平分类的商品风险管理资产和负债如下：第一级– 1000万美元净负债（2024年12月31日– 1200万美元净负债），第二级– 3300万美元净负债（2024年12月31日– 200万美元净负债）和第三级– 4.47亿美元净负债（2024年12月31日– 1.53亿美元净负债）。
截至2025年12月31日止年度，商品净风险管理资产（负债）发生重大变化，主要原因是现有合同和新合同以及合同结算的多个市场市场价格波动。

F43
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下表分别汇总了截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度按分类影响III级商品风险管理资产和负债公允价值的关键因素：
截至2025年12月31日止年度
截至2024年12月31日止年度
对冲 非对冲 合计 对冲 非对冲 合计
期初余额 —  (153) (153) — (147) (147)
变动归因于：
新增合同
—  —  —  — 3 3
现有合同的市场价格变化 —  (261) (261) — (49) (49)
新合约市场价格变动
—  17  17  — 27 27
已结算合同 —  (48) (48) — 23 23
外汇汇率变动 —  (2) (2) — (10) (10)
年末风险管理负债净额
—  (447) (447) — (153) (153)
附加III级信息：
合计计入（亏损）收益的亏损所得税前
—  (246) (246) — (32) (32)
未实现计入（亏损）收益前的亏损与年末持有的净资产（负债）相关的再所得税
—  (294) (294) — (9) (9)
公司的商品风险管理政策既适用于在其自营交易业务中进行的商品交易，也适用于在其发电业务中为管理商品价格风险而进行的商品交易。该政策定义并规定了与商品交易活动相关的控制和管理责任，以及此类活动所需报告的性质和频率。
公司风险管理部门确定有关商品风险管理第三级公允价值计量的方法和程序。第三级公允价值主要在公司的能源交易风险管理流程中计算。这些计算基于基础合同数据以及可观察和不可观察的输入。开发不可观察的输入需要使用判断。为确保合理性，第三级公允价值计量由风险管理和财务部门进行复核验证。如果日常审查和监测程序发现公允价值的意外变化或关键参数的变化，则按季度或更频繁地正式进行审查。
截至2025年12月31日，总的III级风险管理资产余额为6500万美元（2024年12月31日– 1.1亿美元），III级风险管理负债余额为5.12亿美元（2024年12月31日– 2.63亿美元）。净风险管理负债增加的主要原因是现有合同和合同结算的多个市场的市场价格波动。
下表概述了列入第三级计量的风险管理合同或风险管理合同组别的信息以及相关的不可观察投入和敏感性。
其中包括贴现、流动性和信用价值调整对公允价值的影响。基础公允价值的敏感性范围是使用关键不可观察输入的合理可能的替代假设确定的，这些假设可能包括远期商品价格、商品价格的波动性和相关性、交付量、上涨率和供应成本。
包括在III级分类中的是几个长期风能销售协议，包括差额合同和虚拟电力购买协议，它们被确认为会计目的的衍生工具。敏感性反映了对这些长期风电协议公允价值的潜在影响。这些长期的风能销售有实物资产支持，有效降低我们的市场风险。
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F44
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截至 2025年12月31日
说明 估值技术 不可观察的输入 合理可能的变化
公允价值的潜在变动(1)
长期风能出售—美国东部
长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下调6美元或上调6美元
非流动性未来REC(2)价格（单位）
价格下降4美元
或增加17美元
+26  -43
Wind折扣
减少0%或增加5%
长期风能出售—加拿大
长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下降21美元
或增加10美元
+55  -22
Wind折扣
减少5%或增加5%
长期风能出售—美国中部 长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下降7美元
或增加3美元
+47  -52
Wind折扣
减少2%或增加6%
(1)公允价值的潜在变动是指使用所有不可观察输入值的合理可能变动可能产生的已确认公允价值的总增减。
(2)可再生能源信贷
截至 2024年12月31日
说明 估值
技术		 不可观察的输入 合理可能的变化
公允价值的潜在变动(1)
长期风能出售—美国东部
长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下降
或增加6美元
非流动性未来REC(2)价格（单位）
价格下调12美元
或增加8美元
+42
-30
Wind折扣
减少0%或增加6%
长期风能出售—加拿大
长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下降57美元
或增加10美元
+53
-17
Wind折扣
减少15%或增加5%
长期风能出售—美国中部
长期价格预测 非流动性未来电价（每兆瓦时）
价格下降4美元
或增加3美元
+84
-77
Wind折扣
减少2%或增加2%
(1)公允价值的潜在变动指因使用所有不可观察输入值的合理可能变动而产生的已确认公允价值的总增减。
(2)可再生能源信贷


F45
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a.长期风能出售–美国东部
该公司是一份长期差异合同（CFD）的缔约方，该合同将承购其90兆瓦大级别风力设施100%的发电量。差价合约，连同以现行实时能源市场价格向PJM互联互通出售所产生的电力，在代理发电时实现每兆瓦时的固定合同价格。在差价合约下，如果市场价格低于固定合约价格，客户向公司支付差价，如果市场价格高于固定合约价格，公司将差价退还给客户。客户也有权获得环境属性的实物交付。该合约将于2034年12月到期。该合同作为衍生工具入账，公允价值变动在收入中列报。
合同估值中使用的关键不可观察输入值是预期的替代发电量和电力、可再生能源信用和风力折扣的非流动性远期价格。
b.长期风能出售–加拿大
该公司是两个虚拟电力购买协议（VPPA）的缔约方，用于承购其130兆瓦花园平原风力设施100%的发电量。VPPA连同以集中价格向艾伯塔省电力市场出售所产生的电力，实现了每兆瓦时的固定合同价格。在VPPAs下，如果池价低于固定合同价格，客户向公司支付差价，如果池价高于固定合同价格，公司将差价退还给客户。客户也有权获得环境属性的实物交付。两项VPPA均于2023年8月开始商业运营，并延长了约17年的加权平均期限。
这些合同的能源部分作为衍生工具入账，公允价值变动在收入中列报。
合约估值中使用的关键不可观察输入值是电力的非流动性远期价格和月度风电折扣。
c.长期风能出售–美国中部
该公司参与了两项长期VPPA，用于承购其302兆瓦White Rock East和White Rock West风电设施100%的发电量。VPPAs，连同在美国西南电力池（SPP）市场出售所产生的电力
相关价格节点，实现每兆瓦时固定合同价格。在VPPAs下，如果SPP定价低于固定合同价格，客户向公司支付差价，如果SPP定价高于固定合同价格，公司向客户退还差价。客户也有权获得环境属性的实物交付。VPPA于2024年第一季度开始商业运营这些设施。
该公司还参与了一项VPPA，用于承购其202兆瓦Horizon Hill风电项目100%的发电量。VPPA连同在相关价格节点向SPP市场出售所产生的电力，实现每兆瓦时的固定合同价格。在VPPA下，如果SPP定价低于固定合同价格，客户向公司支付差价，如果SPP定价高于固定合同价格，公司向客户退还差价。客户也有权获得环境属性的实物交付。 VPPA于2024年第二季度开始该设施的商业运营。
这些合同的能源部分作为衍生工具入账，公允价值变动在收入中列报。
合约估值中使用的关键不可观察输入值是电力和风电折价的非流动性远期价格。
iii.其他风险管理资产和负债
其他风险管理资产和负债主要包括风险管理资产和负债，用于管理利率、国外业务净投资等非能源营销交易的风险敞口和其他外币风险。对冲会计并不总是适用。
截至2025年12月31日，资产净值公允价值总额为900万美元的其他风险管理资产和负债（2024年12月31日–净负债400万美元）被归类为II级公允价值计量。截至2025年12月31日止年度其他净风险管理资产和负债的变动归因于2025年期间结算的合同。

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F46
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iv.其他金融资产和负债
以非公允价值计量的金融资产和负债的公允价值如下：
 
公允价值(2)
合计
携带
价值(2)
  I级 II级 III级 合计
长期债务— 2025年12月31日 —  3,255  —  3,255  3,447 
可交换证券— 2025年12月31日 —  752  —  752  750 
长期金融资产— 2025年12月31日
—  —  140  140  140 
应收贷款— 2025年12月31日(1)
—  31  —  31  31 
长期债务— 2024年12月31日 — 3,447 — 3,447 3,657
可交换证券— 2024年12月31日 — 739 — 739 750
应收贷款— 2024年12月31日(1)
— 25 — 25 25
(1)包含在其他资产中。
(2)包括当前和非当前部分。
公司债券、优先票据和可交换证券的公允价值采用在二级市场观察到的价格确定。无追索权和其他长期债务公允价值是根据当前对到期收益率的评估，通过计算隐含价格确定的。
其他短期金融资产和负债（现金及现金等价物、受限制现金、贸易应收账款、提供的抵押品、银行透支、应付账款和应计负债、持有的抵押品和应付股息）的账面值由于资产或负债的流动性而接近公允价值。应收融资租赁款的公允价值与账面值相近，因为应收款项为偿还本金和利息产生的现金流量。
长期金融资产
截至2025年12月31日止年度，公司向可再生能源项目开发商Nova Clean Energy，LLC（Nova）提供了7500万美元的定期贷款，可随时转换为股权，以及1亿美元的循环贷款（统称Nova设施）。
定期贷款和循环贷款项下的未偿还本金按年利率7%计息，利息按季度支付。定期贷款和循环贷款的期限分别为六年和五年，除非加速。定期贷款可根据公司的选择随时转换为股权，转换时任何剩余未使用的定期贷款承诺将被终止。定期贷款和循环贷款受制于可能限制Nova获得资金能力的惯常融资条件和契约。此次对Nova的投资为公司提供了购买Nova在美国西部后期开发项目的独家权利。Nova设施被归类为以FVTPL计量的金融资产。Nova设施的公允价值在公允价值层次中被归类为III级，因为它们的公允价值是使用具有波动性和股权价值等多项输入的二项式模型确定的，无法获得可观察的市场数据。投入的合理可能变化不会对新星设施的公允价值产生重大影响。

F47
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下表汇总了截至2025年12月31日止年度按分类影响第三级长期金融资产公允价值的关键因素：
截至2025年12月31日止年度
合计
期初余额
—
变动归因于：
抽签 170
还款 (19)
公允价值变动 (5)
外汇汇率变动 (6)
转出III级
—
余额，2025年12月31日
140
附加III级信息：
在其他综合损失中确认的损失 —
合计计入损失的损失所得税前
(11)
未实现计入盈余前的亏损再所得税
(11)
C.初始收益和损失
公司交易的大多数衍生工具都是基于活跃交易所的调整后报价或超出可获得基于交易所的报价的时间段。这些衍生工具的公允价值是使用不易观察到的输入值确定的。有关所使用的公允价值第三级估值技术的说明，请参阅本附注14的B节。在某些情况下，金融工具在初始确认时的公允价值（交易价格）与通过估值模型计算的金额之间可能产生差异。只有当工具的公允价值为
以活跃市场中的市场报价、实质上相同的可观察当前市场交易或使用可观察市场输入的估值技术为证据。如果不符合这些标准，差额将在风险管理资产或负债的综合财务状况表中递延，并在相关合同期限内确认为净收益（亏损）。自2025年1月1日起，差额在初始确认时进行校准，不确认初始损益。
交易价格与采用估值模型确定的公允价值之间尚待确认的净（亏损）收益及变动调节的差额如下：
截至12月31日 2025 2024
年初未摊销净收益
11  3
新的初始收益(1)
—  31
外汇汇率变动 1  (3)
年内录得净（亏损）盈利的摊销
(33) (20)
年末未摊销净（亏损）收益
(21) 11
(1)于2024年期间，公司与若干美国客户订立长期固定价格售电合同，由于固定购电协议价格与未来估计市场价格之间的差异而导致新的初始亏损。还有其他关键因素，例如项目经济性和激励措施，影响电价曲线之外的可再生能源项目的长期电价，在PPA的大部分期限内，这是没有流动性的。
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15.风险管理
A.风险管理策略
公司面临商品价格、外汇汇率、利率、信用风险和流动性风险等变化带来的市场风险。这些风险影响公司的收益和公司持有的相关金融工具的价值。在某些情况下，公司通过使用衍生工具对冲其风险敞口，力求将这些风险的影响降至最低。公司的风险管理战略、政策和控制旨在确保其承担的风险符合公司的内部目标和风险承受能力。
公司有两个主要的风险管理活动流：（i）财务风险管理；和（ii）商品风险管理。在这些活动中，为管理确定的风险包括商品风险、利率风险、流动性风险、股权价格风险和外汇风险。
公司通过使用衍生金融工具对冲风险敞口，力求将商品风险、利率风险和外汇风险的影响降至最低。在这些衍生工具中，公司可能会对那些对冲商品价格风险、利率风险和外汇风险的衍生工具应用套期会计。
金融衍生工具的使用受董事会批准的公司政策的约束，这些政策就商品风险、利率风险、流动性风险、股权价格风险和外汇风险以及金融衍生工具和非衍生金融工具的使用提供了书面原则。
流动性风险、信用风险和股权价格风险通过衍生品或套期会计以外的手段进行管理。
公司进行各种衍生交易以及不符合套期会计条件或选择不应用套期会计的其他订约活动。因此，相关资产及负债分类为按公平值计入损益的衍生工具。已实现和未实现收益净额或
这些衍生工具的公允价值变动产生的损失在变动发生期间在净收益中报告。
公司将某些衍生工具指定为套期工具，用于对冲商品价格风险、现金流套期中的外币汇兑风险和对外经营净投资的套期保值。对确定承诺的外汇风险套期作为现金流套期进行会计处理。
在套期关系开始时，公司记录套期工具与被套期项目之间的关系，以及其风险管理目标和进行各种套期交易的策略。在套期开始时并在持续的基础上，公司还记录套期工具是否有效抵消被套期项目的公允价值或现金流量变动归属于被套期风险，即当套期关系满足以下全部套期有效性要求时：
•被套期项目与套期工具之间存在经济关系；
•信用风险的影响并不主导该经济关系导致的价值变化；而
•套期关系的套期保值比率与公司实际套期保值的被套期项目数量及主体实际用于套期保值的被套期工具数量所产生的套期保值比率相同。
如果某一套期关系不再满足与套期保值比率相关的套期保值有效性要求，但该指定套期关系的风险管理目标不变，公司对该套期关系的套期保值比率进行调整，使其继续满足合格标准。

F49
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B.净风险管理资产和负债
合计净风险管理资产（负债）如下：
截至2025年12月31日
  现金流
对冲		 不是
指定
作为对冲		 合计
商品风险管理      
当前 —  4  4 
长期 —  (494) (494)
商品风险管理负债净额 —  (490) (490)
其他      
当前 —  2  2 
长期 —  7  7 
其他风险管理资产净额 —  9  9 
净风险管理负债总额 —  (481) (481)
截至2024年12月31日
现金流
对冲		 不是
指定
作为对冲		 合计
商品风险管理      
当前 45 8 53
长期 — (220) (220)
净商品风险管理资产（负债）
45 (212) (167)
其他      
当前 — (12) (12)
长期 — 8 8
其他风险管理负债净额 — (4) (4)
净风险管理资产总额（负债）
45 (216) (171)
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净额结算安排
有关公司受可执行的净额结算总安排或类似协议约束的金融资产和负债的信息如下：
截至2025年12月31日
确认的金融资产（负债）毛额 抵销金额
财务状况表所列净额
主净额结算安排(1)
净额
当前风险管理资产 487  (334) 153  (5) 148 
长期风险管理资产 59  (28) 31  (3) 28 
当前风险管理负债 (470) 334  (136) 5  (131)
长期风险管理负债 (45) 28  (17) 3  (14)
贸易和其他应收款(2)
1,474  (1,338) 136  (18) 118 
应付账款和应计
负债(2)
(1,451) 1,338  (113) 18  (95)
截至2024年12月31日
确认的金融资产（负债）毛额 抵销金额
财务状况表所列净额
主净额结算安排(1)
净额
当前风险管理资产 686 (421) 265 (18) 247
长期风险管理资产 153 (59) 94 (1) 93
当前风险管理负债 (662) 421 (241) 18 (223)
长期风险管理负债 (128) 59 (69) 1 (68)
贸易和其他应收款(2)
1,519 (1,273) 246 (7) 239
应付账款和应计负债(2)
(1,470) 1,273 (197) 7 (190)
(1)未在综合财务状况表中抵销的金额。
(2)贸易和其他应收款以及应付账款和应计负债包括与提供和持有的抵押品相关的金额。详情请参阅下文附注15（e）。

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C.金融工具产生的风险的性质和程度
一、市场风险
a.商品价格风险管理
该公司在其发电和自营贸易业务中都面临某些商品价格变动的风险，包括电力和用于生产电力的燃料的市场价格。公司的大部分发电和相关燃料供应合同被视为根据公司预期自身使用要求交付或接收非财务项目的合同，不被视为金融工具。因此，有关商品价格风险的讨论仅限于公司的自营交易业务、VPPA和其他长期合同，这些合同是与公司发电活动相关的套期保值关系中使用的衍生品和商品衍生品。
为减轻商品价格不利变动的风险，公司使用了三种工具：
•风险控制框架；
•预定义的套期保值方案，包括固定价格金融电力互换和长期实物售电合同，对冲商品发电价格；以及
•一个委员会，致力于监督交易中的风险和合规计划，并确保存在适当的控制、流程、系统和程序，以监测对该计划的遵守情况。
公司有时可能会使用固定价格金融掉期或其他类似工具为其在艾伯塔省的电价敞口执行对冲。该对冲策略属于公司用于对冲商品价格风险的风险管理策略。
市场风险敞口是使用风险价值（VaR）并辅以敏感性分析来衡量的。公司面临的市场风险敞口或管理或计量这些风险的方式没有变化。头寸规模和交易策略进行了调整，以保持在公司的风险框架内。
i.商品价格风险管理–自营交易
该公司的能源营销部门开展自营交易活动，并使用各种工具来管理风险、赚取交易收入和获取市场信息。
根据公司的商品风险管理政策，自营交易活动受到限制和控制，包括VaR限制。董事会批准自营交易活动总风险价值的限制。VaR是最常用的指标，用于跟踪和管理与交易头寸相关的市场风险。
对于特定的置信水平，风险价值度量给出了在特定时期内可能产生的估计最大税前损失。VaR用于确定公司自营交易组合价值的潜在变化，为期三天，在95%的置信水平内，由正常的市场波动导致。VaR采用历史方差/协方差法进行估计。这一措施有其固有的局限性。VaR依赖于历史数据，假设过去的价格走势将反映未来的市场风险。因此，它可能只在正常的市场条件下才有意义，而不考虑极端的市场事件。此外，使用三天的衡量周期意味着可以在三天内解除头寸或对冲头寸，尽管如果市场变得缺乏流动性，这可能是不可能的。
与自营交易活动相关的市场价格变动影响价格变动发生期间的净收益。截至2025年12月31日，与公司自营交易活动相关的风险价值为100万美元（2024年– 300万美元）。
ii.商品价格风险–代
发电分部酌情使用各种商品合同来管理与发电、燃料采购、排放和副产品相关的商品价格风险。每年编制和批准的商品风险敞口管理政策概述了与公司发电资产和相关商品价格风险相关的预期对冲策略。控制措施还包括对授权工具的限制、管理层对个别投资组合的审查以及资产交易的批准，这可能会增加公司报告的净利润的潜在波动性。
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截至2025年12月31日，与公司用于生成对冲活动的商品衍生工具相关的风险价值为零（2024年– 800万美元）。对于不符合套期会计要求的头寸和经济套期保值或为抵消现有套期保值头寸而进行的回购等短期优化交易，这些交易以与这些交易相关的市场价格变动影响价格变动发生期间净收益的市场价值标记。截至2025年12月31日，与这些交易相关的风险价值为900万美元（2024年– 1300万美元）。
对于市场 风险 相关 长期售电和 长期风能销售合同，请参阅附注14（b）（II）中的III级测量表和相关的不可观测输入和敏感性。
iii.商品价格风险管理–对冲
于2025年12月31日，由于Centralia的长期售电合同到期，公司没有被指定为套期保值工具的未偿还商品衍生工具。
iv.商品价格风险管理–非对冲
竞争对手未被指定为套期保值工具的任何未平仓商品衍生工具如下：
截至12月31日 2025 2024
类型
（千）		 概念性
金额
已售出		 概念性
金额
已购买		 概念性
金额
已售出		 概念性
金额
已购买
电力（兆瓦时）
46,274  4,244  47,593 8,416
天然气（GJ） 13,374  66,414  2,122 79,194
传输（MWh） —  377  — 292
排放量（兆瓦时） 95  55  167 370
排放量（吨） 3,150  650  1,850 150
煤炭（吨）
—  —  — 1,728
b.利率风险管理
利率的变化会影响公司的借贷成本和资金成本。资本成本的变化可能会影响新增长举措的可行性。当金融工具未来现金流量的公允价值因市场利率变动而发生波动时，也会产生利率风险。
公司的银团信贷融资、Heartland定期融资和Poplar Creek无追索权债券适用浮动利率，占公司截至2025年12月31日长期债务总额的10%（2024年– 23%）。利率风险是通过使用衍生工具来管理的。
截至2025年12月31日，Heartland定期贷款下未偿还的2.01亿美元中有86%以平均4.4%的利率进行了对冲。
c.汇率风险
由于在外国司法管辖区的投资和业务、这些业务的净收益以及从外国供应商购买设备和服务，该公司对各种货币有敞口，例如美元和澳元。
公司可能会采取以下对冲策略来降低汇率风险，包括：
•外汇远期合约，以减轻以外币收到的与项目有关的支出和分配的外汇汇率不利变化；
•外汇远期合约和交叉货币掉期管理未指定为净投资对冲的外币债务的外汇敞口；和
•指定外币债务作为对海外业务净投资的对冲，以减轻因与某些外国子公司相关的汇率波动而产生的风险。
该公司的目标是在四年期间对至少60%的我们预测的外国经营现金流进行套期保值。美国风险敞口是通过我们以美元计价的债务和远期外汇合约的利息支出组合管理的，澳大利亚风险敞口是通过以澳元计价的债务和远期外汇合约的利息支出组合管理的。
一、净投资对冲
公司在指定外币债务作为公司对外子公司净投资的套期保值时，确定净投资的外币与

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对冲的货币，因此存在一种经济关系。
该公司对海外业务净投资的对冲包括以美元计价的长期债务，面值为3亿美元（2024 – 3亿美元）。
ii.非对冲
该公司还使用外币合约来管理其预期的外国经营现金流，并使用外汇远期合约来管理未指定为净投资对冲的外国计价债务的外汇敞口。对冲会计不适用于这些外币合约。
截至12月31日 2025 2024
概念性
金额
已售出		 概念性
金额
已购买
公允价值
（责任）
资产

成熟度 概念性
金额
已售出		 概念性
金额
已购买
公允价值
（责任）
资产

成熟度
外汇远期合约–外国计价的收支
澳元12  CAD7  (2) 2026-2029 澳元14 CAD10 (1) 2025-2028
277美元  CAD377  —  2026-2029 USD419 CAD585 (13) 2025-2028
USD99  152澳元  4  2026 USD101 153澳元 (9) 2025
外汇远期合约–外国计价债务
CAD195  USD140  (4) 2026  CAD192 USD140 8 2025
iii.货币利率风险的影响
下文概述了与以公司功能货币以外的货币计值的金融工具相关的外汇汇率变化对净收益和其他综合收益可能产生的影响。灵敏度分析已准备好使用
管理层评估，这些货币相对于加元的平均3美分（2024 – 3美分）增减是下一季度合理的潜在变化。
截至12月31日止年度 2025 2024
货币
净收益
减少(1)
OCI增益(1)(2)
净收益
减少(1)
OCI增益(1)(2)
美元 (14) —  (17) —
澳元 (3) —  (3) —
合计 (17) —  (20) —
(1)这些计算假设这些货币相对于加元的价值增加。减少会产生相反的效果。
(2)已排除与净投资套期中指定为套期保值工具的金融工具相关的外汇影响。
ii.信用风险
信用风险是指客户或交易对手因未能履行义务而给公司造成财务损失的风险，以及与存在商业风险敞口的主体的资信变化相关给公司带来的风险。公司通过在订立相关合同前评估交易对手履行相关合同义务的能力，积极管理其信用风险敞口。公司对所有交易对手的信用质量进行详细评估，并酌情获得企业担保、现金抵押、第三方信用保险和/
或信用证，以支持这些应收款的最终收回。对于商品交易和发起，公司为每个交易对手设置严格的信用额度，并每日监控风险敞口。TransAlta使用允许风险敞口净额结算的标准协议，通常包括保证金条款。如果超过信用额度，TransAlta将要求交易对手提供抵押品或停止与交易对手的交易活动。
公司使用外部信用评级，以及在无法获得外部评级的情况下使用内部评级，为客户和交易对手建立信用额度。
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下表概述了截至2025年12月31日公司在不考虑所持抵押品的情况下的最大信用风险敞口，包括信用评级分布：
 
投资等级
（百分比）
非投资级别
（百分比）
合计
（百分比）
合计
金额
贸易和其他应收款(1)
84 16 100 699 
长期融资租赁应收款 100 — 100 277 
风险管理资产(1)
53 47 100 194 
长期金融资产(2)
— 100 100 140 
应收贷款(3)
— 100 100 31 
合计       1,341 
(1)信用证和现金及现金等价物是作为与这些金额相关的担保而持有的主要抵押品类型。
(2)计入与交易对手无外部信用评级的长期金融资产。详情请参阅附注14。
(3)包括其他资产中包含的3100万美元应收贷款，交易对手没有外部信用评级。
在每个报告日使用拨备矩阵进行减值分析，以计量预期信用损失。拨备率基于贸易应收款项的分部历史违约率，并包含前瞻性信用评级和预测违约率。除了计算预期信用损失外，TransAlta还监测关键的前瞻性信息，以确定历史坏账百分比、前瞻性 标普 信用 评分 和 预测违约率继续代表未来的预期信用损失。该计算反映了概率加权的结果、货币的时间价值以及在报告日可获得的关于过去事件、当前状况和对未来经济状况的预测的合理和可支持的信息。
TransAlta评估贸易应收账款的风险集中度较低，因为其客户位于
几个辖区和行业。截至2025年12月31日，公司不存在重大预期信用损失。
公司于2025年12月31日的最大信用风险敞口，在不考虑所持有的抵押品或抵销权的情况下，以综合财务状况表中的应收款项和风险管理资产的当前账面值表示。信用证和现金是作为与这些金额相关的担保而持有的主要抵押品类型。截至2025年12月31日，商品交易操作和对冲对任何一个客户的最大信用敞口，包括未平仓交易的公允价值，扣除所持有的任何抵押品，为5100万美元（2024年12月31日– 7700万美元）。
iii.流动性风险
流动性风险涉及公司获得资金以用于资本项目、债务再融资、自营交易活动、商品对冲和一般公司用途的能力。截至2025年12月31日，TransAlta维持1家信用评级机构的投资级评级和2家信用评级机构的投资级评级低于1个等级。在2026年至2028年期间，该公司有6.64亿美元的预定无追索权债务和税收股权本金支付。
抵押品是根据与交易对手协商达成的条款而贴出的，其中可以包括某些主要信用评级机构确定的公司高级无抵押信用评级。公司的部分衍生工具包含财务保证条款，以
要求只有在发生重大不良信用相关事件时才贴出抵押品。
TransAlta通过监测交易头寸的流动性来管理流动性风险；编制和修订较长期融资计划，以反映业务计划的变化和资本的市场可用性；定期向风险管理委员会、高级管理层和审计、财务和风险委员会（代表董事会）报告自营交易活动的流动性风险敞口；并保持充足的未提取承诺信贷额度以支持潜在的流动性需求。公司不使用衍生工具管理流动性风险。



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公司金融负债期限分析如下：
  2026 2027 2028 2029 2030 2031年及之后 合计
应付账款、应计负债和其他流动负债
613 — — — — — 613
长期负债(1)
信贷便利(1)
— — — 98 — — 98
债券 — — — 110 141 450 701
高级笔记 — — — — — 959 959
无追索权– Hydro
— — — — — 39 39
无追索权– Wind & Solar
67 70 74 43 45 202 501
无追索权及追索权–燃气
61 65 66 74 95 549 910
无追索权的Heartland定期贷款
24 176 — — — — 200
税收股权融资 18 20 23 18 — — 79
可交换证券(2)
— — — — — 750 750
商品风险管理（资产）负债(3)
(4) 16 23 28 26 401 490
其他风险管理（资产）负债
(2) 1 1 — — (9) (9)
租赁负债
5 5 5 5 5 121 146
长期债务和租赁负债利息(4)
179 184 167 156 138 705 1,529
可交换证券利息(2)(4)
53 53 53 52 53 457 721
应付股息 52 — — — — — 52
合计 1,066  590  412  584  503  4,624  7,779 
(1)不包括套期会计和衍生工具的影响。
(2)可交换债券将于2039年5月1日到期，可交换优先股为永续。但是，如果可交换证券不由布鲁克菲尔德可再生合作伙伴或其关联公司（统称为Brookfield）交换，则公司可以选择在2028年12月31日之后进行现金支付。根据Brookfield的选择，可交换证券目前可在2024年12月31日之后交换为TransAlta的Alberta Hydro Assets的股权所有权权益。（注26）。
(3)负数代表应收头寸或现金流入。
(4)未在综合财务状况表中确认为金融负债，不包括利率掉期的影响。

iv.股权价格风险
总回报掉期
公司有一定的补偿、递延和限制性股份单位方案，其价值取决于公司的普通股价格。公司已将这些方案的结算成本固定了一部分
通过订立未应用套期会计的总收益互换。总回报互换按每个季度末公司普通股固定价格与市场价格的差额，每季度以现金结算。

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D.套期会计对财务状况和业绩的影响
一、套期保值的效果
套期工具对财务状况表的影响如下：
截至2025年12月31日
名义金额 账面金额 财务状况表中的细目 用于计量无效性的公允价值变动
商品价格风险
现金流量套期
实物电力销售(1)
—  —  风险管理负债 (2)
外汇风险
净投资对冲
外国计价债务 USD300  CAD411  信贷便利、长期债务和租赁负债 — 
(1)以千兆瓦时计。
截至2024年12月31日
名义金额 账面金额 财务状况表中的细目 用于计量无效性的公允价值变动
商品价格风险
现金流量套期
实物电力销售(1)
2,628 45 风险管理资产 114
外汇风险
净投资对冲
外国计价债务 USD300 CAD431 信贷便利、长期债务和租赁负债 —
(1)以千兆瓦时计。
的影响被套期项目on财务状况表如下：
截至12月31日 2025 2024
用于计量无效性的公允价值变动
现金流量套期保值准备金(1)
用于计量无效性的公允价值变动
现金流量套期保值准备金(1)
商品价格和利率风险
现金流量套期(2)
(2) (4) 114 65
用于计量无效性的公允价值变动
外币折算准备金(1)
用于计量无效性的公允价值变动
外币折算准备金(1)
外汇风险

净投资对冲
对外国子公司的净投资 —  (35) — (34)
(1)计入AOCI，税后净额。
(2)2025年第四季度期间，公司对Centralia的商品价格套期保值，包括长期实物售电合同到期，套期会计因此终止。

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税前在其他综合收益中确认的套期损益等于用于计量净投资套期有效性的公允价值变动。无效
截至2025年12月31日止年度的税后亏损为零，从OCI重新分类为净收益。（2024年–税后亏损重新分类为400万美元）
指定现金流量套期对OCI和净利润的影响为：
截至2025年12月31日止年度
    有效部分   无效部分  
现金流中的衍生品
套期保值关系		 税前
增益
认可
在OCI		 从OCI重新分类的收益位置 税前
（收益）损失
重新分类
来自OCI
（收益）损失的位置
从OCI重新分类
税前
（收益）损失
认可
在收益
商品合约 (1) 收入 (43) 收入 —
远期起始利率互换 —  利息支出 (39) 利息支出 —
OCI影响 (1) OCI影响 (82) 净收益影响 —
未来12个月，公司估计不会将税后亏损从AOCI重新分类为净收益。
这些估计假设利率和汇率随时间变化不变；但是，将根据这些因素的变化重新分类的实际金额可能会有所不同。
截至2024年12月31日止年度
    有效部分   无效部分  
现金流中的衍生品
套期保值关系		 税前
收益（亏损）
认可
在OCI		 重新分类的（收益）损失地点
来自OCI		 税前
（收益）损失
重新分类
来自OCI		 从OCI重新分类的（收益）损失的位置 税前
（收益）损失
认可
在收益
商品合约 270 收入 (15) 收入 —
远期起始利率互换 — 利息支出 (8) 利息支出 —
OCI影响 270 OCI影响 (23) 净收益影响 —
ii.非对冲的影响
截至2025年12月31日止年度，公司确认与商品衍生品相关的未实现净亏损2.89亿美元（2024年–亏损700万美元）。
截至2025年12月31日止年度，与外汇有关的亏损2,500万美元（2024 –亏损6,300万美元）
确认了其他衍生工具，分别包括未实现净亏损1800万美元（2024年–亏损3600万美元）和已实现净亏损700万美元（2024年–亏损2700万美元）。
E.抵押品
一、作为担保物提供的金融资产
截至2025年12月31日，公司向受监管的清算代理提供了9200万美元（2024年12月31日– 1.24亿美元）的现金和现金等价物作为抵押品，作为商品交易活动的担保。这些资金由清算代理人在独立账户中持有。提供的抵押品包括在综合财务状况表的贸易和其他应收款中。在12月。
2025年31日，公司提供了2000万美元（2024年12月31日– 2100万美元）的担保债券，作为商品交易活动的担保。
ii.作为抵押品持有的金融资产
截至2025年12月31日，公司持有与交易对手债务相关的现金抵押品300万美元（2024年12月31日– 900万美元）。根据合同条款，公司可能有义务支付利息。
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未清余额，并在交易对手已履行其合同义务或义务金额因市场价值变动而下降时返还本金。收到的担保物应付交易对手的利息按照每一份合同计算。所持有的抵押品与净资产状况下的实物和金融衍生交易有关，在综合财务状况表中计入应付账款和应计负债。
iii.衍生工具中的或有特征
担保品在正常经营过程中根据公司高级无抵押信用评级为
由某些主要信用评级机构确定。公司的某些衍生工具包含财务保证条款，只有在发生重大不良信用相关事件时才要求提供抵押品。
截至2025年12月31日，该公司公布了3.38亿美元的抵押品（2024年12月31日– 4.24亿美元）以信用证形式对处于净负债状态的实物和金融衍生品交易。某些衍生协议包含信用风险或有特征，如果触发这些特征，可能导致公司不得不向交易对手提供额外的9200万美元（2024年12月31日– 1.28亿美元）抵押品。
16.存货
存货构成部分如下：
截至12月31日
2025 2024
零部件、材料和用品 87  85
煤炭 6  27
排放信用 14  18
天然气 4  4
合计 111  134
未质押存货作为负债担保。
截至2025年12月31日，公司持有从外部购买的383,192个排放信用额度，记录的账面价值为1,400万美元（2024年12月31日– 460,585个排放信用额度，记录的账面价值为1,800万美元）。公司还有1,860，384（2024年12月31日– 2,109，491）来自公司风能、太阳能和水电部门的内部产生的合格排放信用额度没有记录的账面价值。
排放信用额可以对外出售，也可以用来抵消我们位于艾伯塔省的天然气设施未来的排放义务，那里的碳合规价格预计会增加，从而降低结算当年碳合规的现金成本。
截至2025年12月31日止年度，公司使用了1,498，447个排放积分（2024年12月31日– 978,894个排放积分），账面价值为1,700万美元（2024年12月31日– 2,200万美元），以结清2024年碳履约义务的一部分（2024年12月31日– 2023年碳履约义务）。截至2025年12月31日止年度，1.03亿美元被确认为公司碳达标成本的减少（2024年12月31日– 4200万美元）。已结算的2024年义务碳的履约价格为每吨80美元，到2025年将升至每吨95美元。


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17.融资租赁应收款
与基思山132kV扩建、Northern Goldfields太阳能设施、Poplar Creek热电联产设施、Muskeg River和Primrose热电联产厂有关的公司融资租赁项下的应收款项如下：
截至12月31日 2025 2024
最低
租赁
收据
现值
最低租赁
收据
最低
租赁
收据
现值
最低租赁
收据
一年内 48  47  48 47
第二至第五年（含） 183  156  185 159
五年以上 206  104  247 129
  437  307  480 335
减：未实现融资租赁收入 131  —  146 —
加：未担保残值 1  —  1 —
应收融资租赁款总额 307  307  335 335
在综合财务状况表中列为：      
应收融资租赁款的流动部分（附注13）
30    30  
融资租赁应收款的长期部分
277    305  
应收融资租赁款总额 307    335  
18.持有待售资产及负债
持有待售资产变动情况如下：
2025 2024
截至1月1日
80  —
收购Heartland产生的与所需资产剥离相关的新增（注4）
—  80
物业、厂房及设备的转拨（附注7及19）
30  —
终止确认所需资产剥离（附注7）
(80) —
余额，12月31日 30  80
截至2025年12月31日，持有待售的负债总额为600万美元，与能源转型设备有关。这笔款项从退役和其他拨备中转出，计入应付账款、应计负债和其他流动负债。
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19.物业、厂房及设备
PP & E账面金额变动情况对账如下：
  资产下
建设		 土地
水电
风和
太阳能
气体生成 能源转型
资本备件
和其他(1)
合计
成本              
截至2023年12月31日
1,234 90 884 3,593 4,423 3,914 306 14,444
新增(2)
279 — — — 10 — 22 311
收购事项（注4）
11 — — — 401 — — 412
处置 — (2) — — (1) (3) — (6)
退役和恢复费用的变动（注24）
— — 16 9 13 — — 38
资产报废 — — (10) (12) (16) — — (38)
外汇汇率变动 28 2 — 124 — 146 2 302
转入无形资产（附注21）
— — — — (163) — — (163)
资产转让(3)
(1,432) — 43 1,205 163 14 7 —
转入应收融资租赁款（附注17）
— — — — (48) — — (48)
截至2024年12月31日
120 90 933 4,919 4,782 4,071 337 15,252
新增 243  —  —  2  —  —  4  249 
处置 —  (2) —  —  —  (2) —  (4)
减值转回（费用）（附注7）
31  —  —  (17) —  —  —  14 
退役和恢复费用的变动（注24）
—  —  —  19  16  1  —  36 
资产报废 —  —  (8) (10) (15) (8) —  (41)
外汇汇率变动 2  (1) —  (93) 13  (86) —  (165)
资产转让(3)
(214) 17  66  30  106  —  (5) — 
转入持有待售资产（附注18） (30) —  —  —  —  —  —  (30)
截至2025年12月31日
152  104  991  4,850  4,902  3,976  336  15,311 
累计折旧
截至2023年12月31日
— — 499 1,337 3,049 3,743 102 8,730
折旧 — — 37 170 221 62 28 518
资产报废 — — (9) (9) (15) — — (33)
处置 — — — — — (2) — (2)
外汇汇率变动 — — — 23 1 138 — 162
转入无形资产（附注21）
— — — — (143) — — (143)
截至2024年12月31日
— — 527 1,521 3,113 3,941 130 9,232
折旧 —  —  35  180  269  45  18  547 
资产报废 —  —  (7) (7) (14) (8) —  (36)
处置 —  —  —  —  —  (3) —  (3)
外汇汇率变动 —  —  —  (12) 2  (84) —  (94)
截至2025年12月31日
—  —  555  1,682  3,370  3,891  148  9,646 
账面金额              
截至2024年12月31日
120 90 406 3,398 1,669 130 207 6,020
截至2025年12月31日
152  104  436  3,168  1,532  85  188  5,665 
(1)包括可用的主要备件和备用设备，但不在使用中。
(2)2024年，该公司以6.52%的加权平均利率向PP & E资本化了1600万美元的利息。
(3)包括在调试时将资产转移到在役资产和其他流动。

F61
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Sheerness 1号机组和Sundance 6号机组封存
2025年12月18日，公司向艾伯塔省电力系统运营商发出通知，Sheerness 1号机组将于2026年4月1日起暂时封存，为期最长两年。
2025年4月1日，公司根据市场情况封存了Sundance 6号机组设施，为期最长两年。
当市场基本面改善或获得收缩机会时，公司保持让封存机组恢复服务的灵活性。
在建资产
截至2024年12月31日止年度，公司在White Rock和Horizon Hill风力设施实现商业运营。成本从在建资产转入风光板块。
20.使用权资产
该公司租赁各种物业和类型的设备。租赁合同通常是固定期限的。租约是根据个人情况进行谈判的，包含范围广泛的条款和条件。
租赁协议不施加契诺，但租赁资产不得用作借款用途的担保。

使用权资产账面值变动的对账情况如下：
土地 建筑物 车辆 设备 合计
截至2023年12月31日
97 12 3 5 117
新增(1)
1 3 1 — 5
折旧 (5) (1) (1) (1) (8)
外汇汇率变动 6 — — — 6
截至2024年12月31日 99 14 3 4 120
新增
—  —  1  —  1 
折旧 (5) (2) (1) (1) (9)
外汇汇率变动 (1) —  —  —  (1)
截至2025年12月31日 93  12  3  3  111 
(1)增加的建筑物包括从Heartland获得的100万美元的使用权资产。
截至2025年12月31日止年度，TransAlta支付了与已确认租赁负债相关的1400万美元（2024 – 1600万美元），其中包括400万美元（2024 – 600万美元）的本金偿还和1000万美元（2024 – 1000万美元）的利息支出。
公司的一些符合租赁定义的土地租赁未被确认，因为它们需要根据产量或收入进行可变支付。

此外，某些土地租赁要求根据最低固定付款和基于产量或收入的可变付款中的较大者进行付款。对于这些租赁，租赁负债已根据最低固定付款确认。截至2025年12月31日止年度，公司为这些租赁支出了800万美元（2024 – 900万美元）的可变土地租赁付款。
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21.无形资产
无形资产账面值变动情况对账如下：
 
电力销售及其他
合同
Software
和其他
无形资产下
发展
煤炭权益 合计
成本          
截至2023年12月31日
270 446 27 132 875
新增
— — 10 — 10
收购事项（注4）
57 — — — 57
外汇汇率变动 5 7 1 — 13
转让 20 35 (33) — 22
截至2024年12月31日
352 488 5 132 977
新增 —  —  11  —  11 
收购(1)
—  —  12  —  12 
资产报废
—  (110) —  —  (110)
资产减值费用 (2) (1) —  —  (3)
外汇汇率变动 (4) (5) —  —  (9)
转让 —  6  (6) —  — 
截至2025年12月31日
346  378  22  132  878 
累计摊销
截至2023年12月31日
174 346 — 132 652
摊销 19 19 — — 38
外汇汇率变动 4 3 — — 7
转让
— (1) — — (1)
截至2024年12月31日
197 367 — 132 696
摊销 28  23  —  —  51 
资产报废
—  (110) —  —  (110)
外汇汇率变动 (1) (1) —  —  (2)
截至2025年12月31日
224  279  —  132  635 
账面金额          
截至2024年12月31日
155 121 5 — 281
截至2025年12月31日
122  99  22  —  243 
(1)与收购Tent Mountain余下40%权益有关，此前采用权益法核算。详情请参阅附注9。

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22.商誉
通过业务合并获得的商誉已分配给预期将从收购的协同效应中受益的现金产生单位集团。按分部划分的商誉如下：
截至12月31日 2025 2024
水电 258  258
风能和太阳能 177  178
煤气（注4）
51  51
能源营销 30  30
商誉总额 516  517
就2025年商誉减值审查而言，公司通过使用贴现现金流预测计算公允价值减去处置成本，确定了水电、风能和太阳能、天然气和能源营销部门（2024年商誉减值审查-风能和太阳能部门）的可收回金额。可收回金额基于公司对延伸至2072年最后一次计划资产报废期间的长期预测。由此产生的公允价值计量被归入公允价值层次结构的第三级。2025年和2024年任何分部均未产生商誉减值。
2024年，公司在进行2024年商誉减值审查时依赖于2022年确定的水电和能源营销部门的可收回金额。
水电板块、风光板块、燃气板块和能源营销板块影响2025年公允价值确定的重大假设，具有较高的主观性，具体如下：
•每个设施的销售价格预测是通过考虑受短期或长期合同约束的设施的合同价格、商业工厂的远期价格曲线和区域供需平衡来确定的。在设施使用期限内无法获得远期价格曲线的情况下，价格由使用历史行业和公司特定数据的外推技术确定。
•在预测期内，水电、风能和太阳能、天然气和能源营销部分模型中使用的商家电价在每兆瓦时24美元至每兆瓦时339美元之间（2024年——风能和太阳能部分模型中使用的商家电价在每兆瓦时40美元至每兆瓦时225美元之间）。
•水电、风能和太阳能、天然气和能源营销部门使用的贴现率为5.7%至7.6%（2024年——风能和太阳能部门使用的贴现率为6.4%至7.3%）。贴现率提高0.5%不会影响所进行的减值测试结果。
•White Rock和Horizon Hill风力设施受制于特定地点的价格基础，来源为第三方分析。该分析基于传输系统的模型，包括围绕潜在系统升级以及该地区预测的发电量和负荷的假设。

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23.其他资产
其他资产构成如下：
截至12月31日 2025 2024
南黑德兰预付输电接入和配电费用 56  58
TransAlta能源转型法案承诺
19  30
长期预付及其他资产 21  35
项目开发成本
14  15
应收贷款
31  25
传输基础设施 16  17
其他资产合计
157  180
在综合财务状况表中列为：
流动其他资产合计（附注13）
1  1
长期其他资产合计 156  179
其他资产合计
157  180
南黑德兰预付输电接入和配电成本是在南黑德兰PPA合同期限内按直线法摊销的成本。
作为在华盛顿州签署成为法律的TransAlta能源转型法案的一部分，该公司承诺在Centralia燃煤电厂的剩余寿命期间提供总计5500万美元的资金，以支持经济和社区发展，促进能源效率并开发与改善环境相关的能源技术。
长期预付款项和其他资产包括合同规定的预付款和定金。
项目开发成本主要包括建设前项目成本，符合资本化标准。

截至2025年12月31日，应收贷款中的3100万美元（2024 – 2500万美元）与公司子公司Kent Hills Wind LP从Kent Hills Wind债券的净融资收益中向其17%的合作伙伴垫付的无抵押贷款有关。这笔贷款的利息为4.55%，每季度支付一次利息。在2027年10月到期之前，无需按计划偿还本金。
输电基础设施由该公司建造，建成后移交给输电供应商。余额与Garden Plain和Windrise风力设施有关，将在设施的使用寿命内摊销至净收益。

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24.退役和其他规定
退役及其他拨备余额变动情况如下：
 
退役和
恢复
其他规定 合计
2023年12月31日
656 33 689
取得的负债（注4）
101 55 156
发生的负债 6 12 18
已结算负债 (41) (4) (45)
吸积（注10）
50 — 50
转入应付账款
— (31) (31)
转入持有待售资产（附注18）
(1) — (1)
估计现金流量的修订 21 20 41
贴现率修正 35 — 35
外汇汇率变动 21 — 21
余额，2024年12月31日 848 85 933
发生的负债 —  18  18 
已结算负债 (39) (51) (90)
吸积（注10）
53  4  57 
转入持有待售资产（附注18）
(6) —  (6)
估计现金流量的修订
(71) 19  (52)
贴现率修正 63  1  64 
反转
—  (17) (17)
外汇汇率变动 (16) —  (16)
余额，2025年12月31日 832  59  891 
在综合财务状况表中列为：
截至 2025年12月31日 2024年12月31日
当前部分 84  83
非流动部分 807  850
退役和其他规定共计
891  933
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A.退役和修复
对于TransAlta合法或建设性地被要求在其使用寿命结束时拆除并将场地恢复到原始状态的所有发电设施和矿山，已承认一项规定。TransAlta估计，清偿这些债务所需的未贴现现金流金额约为18亿美元，将在2026年至2072年期间发生。大部分费用将在2026年至2050年之间产生。
截至2025年12月31日止年度，退役和恢复准备金减少了7100万美元，这主要是由于对某些能源转型资产的估计现金流量和现金流量时间的修正，相应的抵消在净（亏损）收益中确认。
在截至2025年12月31日的一年中，贴现率的修正使退役和恢复准备金增加了6300万美元，原因是贴现率降低，这主要是受长期市场基准费率下降的推动。平均而言，贴现率与2024年相比有所下降，截至2025年12月31日，贴现率在4.5%至7.3%之间。这导致与运营资产相关的PP & E相应增加3600万美元，并在与某些能源转型资产相关的净（亏损）收益中确认了2700万美元的减值费用。
在截至2024年12月31日的一年中，由于对某些天然气和水电资产的估计现金流和现金流时间的修正，退役和恢复准备金增加了2100万美元。现金流的时间安排进行了调整，通过分期进行所需的复垦工作来优化和最大限度地提高效率。包括在PP & E中的运营资产增加了1400万美元，700万美元被确认为与退役资产相关的净收益中的减值费用。

在截至2024年12月31日的一年中，由于贴现率下降，贴现率的修正使退役和恢复准备金增加了3500万美元，这主要是由于长期市场基准费率的下降。平均而言，贴现率与2023年相比有所下降，截至2024年12月31日，贴现率在5.3%至8.4%之间。这导致运营资产的PP & E相应增加了1800万美元，并在与退役资产相关的净收益中确认了1700万美元的减值费用。
截至2025年12月31日，公司已提供金额为1.47亿美元（2024 – 1.47亿美元）的担保债券，以支持Centralia煤矿未来的退役义务。截至2025年12月31日，该公司提供了金额为1.93亿美元（2024 – 1.94亿美元）的担保债券和信用证，以支持Highvale矿山未来的退役义务。
B.其他规定
其他拨备包括持续经营活动产生的拨备、与公司与客户或供应商之间的商业纠纷有关的金额以及繁重的合同拨备。
作为收购Heartland的一部分，公司确认了与承担的某些天然气运输合同相关的4700万美元的繁重合同准备金。合同要求的付款将持续到2031年第一季度。

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25.信贷便利、长期债务和租赁负债
A.未偿金额
未偿还金额如下：
截至12月31日 2025 2024
段 成熟度 货币 携带
价值		 脸
价值
利息(1)
携带
价值		 脸
价值		 利息
信贷便利
承诺的银团银行融资(2)
企业 2029 加元 95  98  4.2 % 143 145 5.3 %
定期贷款
企业 2025 加元 —  —  — % 400 400 5.6 %
债券
7.3%中期票据
企业 2029 加元 110  110  7.3 % 110 110 7.3 %
6.9%中期票据
企业 2030 加元 141  141  6.9 % 141 141 6.9 %
5.6%中期票据
企业 2032 加元 446  450  5.6 % — — — %
高级笔记(3)
5.9%优先票据
企业 2034 美元 539  548  5.9 % — — — %
7.8%优先票据
企业 2029 美元 —  —  — % 569 575 7.8 %
6.5%优先票据
企业 2040 美元 403  411  6.5 % 426 431 6.5 %
无追索权
Melancthon Wolfe Wind LP债券
风能和太阳能 2028 加元 98  98  3.8 % 133 134 3.8 %
新里士满Wind LP债券
风能和太阳能 2032 加元 83  84  4.0 % 93 94 4.0 %
Kent Hills Wind LP债券 风能和太阳能 2033 加元 164  166  4.5 % 179 182 4.5 %
Windrise Wind LP债券 风能和太阳能 2041 加元 150  152  3.4 % 157 160 3.4 %
平斯顿债券 水电 2043 加元 39  39  6.2 % 39 39 6.2 %
TAPC Holdings LP债券（Poplar Creek）
气体 2030 加元 65  66  6.7 % 75 76 8.3 %
TEC Hedland PTY Ltd债券(4)
气体 2042 澳元 671  677  4.1 % 675 683 4.1 %
中心地带期限设施
企业 2027 加元 201  201  5.3 % 224 224 6.6 %
追索
TransAlta OCP LP债券 气体 2030 加元 166  167  4.5 % 192 193 4.5 %
税收股权融资
大级别& Antrim(5)
风能和太阳能 2029 美元 70  73  6.6 % 90 94 6.6 %
湖风(6)
风能和太阳能 2030 美元 4  4  10.5 % 7 7 10.5 %
北卡罗莱纳太阳能(7)
风能和太阳能 2030 美元 2  2  7.3 % 4 4 7.3 %
长期负债合计 3,447  3,487    3,657 3,692
租赁负债
146      151
信贷额度、长期债务和租赁负债总额
3,593      3,808
减：长期债务流动部分 (170)     (567)
减：租赁负债的流动部分 (5)     (5)
流动信贷额度、长期债务和租赁负债合计
(175)     (572)
非流动信贷额度、长期债务和租赁负债合计
3,418      3,236
(1)利率反映了规定的利率或未偿还本金加权的平均利率，并且在套期保值生效之前。
(2)由长期承诺信贷安排下的周转额度贷款和其他商业借款组成。
(3)2025年12月31日面值7亿美元（2024–7亿美元）。
(4)2025年12月31日面值7.37亿澳元（2024–7.61亿澳元）。
(5)2025年12月31日面值5400万美元（2024–6500万美元）。
(6)2025年12月31日面值300万美元（2024–500万美元）。
(7)2025年12月31日面值100万美元（2024–300万美元）。
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公司的信贷额度汇总于下表：
截至2025年12月31日 已利用
信贷便利
设施
尺寸
未结清信用证(1)
现金图纸 可用
容量		 成熟度
日期
承诺
银团信贷安排
1,900 438 98 1,364 2029年第二季度
双边信贷便利
240 146 — 94 2027年第二季度
Heartland EDC信用证融资 30 14 — 16 2026年第一季度
Heartland DSR信用证融资
27 8 — 19 2027年第四季度
中心地带旋转设施
25 — — 25 2027年第四季度
承诺总额
2,222  606  98  1,518 
非承诺
需求设施
400 223 — 177 不适用
未承付款项共计
400  223  —  177 
(1)TransAlta有义务签发信用证和现金抵押品，以担保对某些方的潜在负债，包括与潜在环境义务、商品风险管理和对冲活动、养老金计划义务、建设项目和购买义务相关的负债。根据非承诺融资提取的信用证减少了承诺银团信贷融资下的可用容量。截至2025年12月31日，TransAlta提供了9200万美元的现金抵押品。
4亿美元优先票据发行及提前赎回7.8%优先票据
2025年12月22日，公司发行4亿美元优先票据，固定票面年利率为5.9%，于2034年2月1日到期。票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务享有同等受偿权，对所有未来的次级债务享有优先受偿权。这些票据以面值的99.4%发行，所得款项净额为5.41亿美元（3.93亿美元），可在三年内赎回。票据的利息每半年支付一次，分别于2月1日和8月1日支付，第一次支付将于2026年8月1日开始。

2025年12月22日，该公司在2029年11月15日的预定到期日之前提前赎回了所有未偿还的7.8%的4亿美元优先票据。赎回价格总计为5.73亿美元（4.16亿美元），包括在利息支出中确认的2100万美元预付款溢价。该公司还在利息支出中确认了500万美元的递延融资成本加速摊销，以及被指定为现金流对冲的利率衍生工具的抵消收益3100万美元，这些收益在赎回票据时从其他综合收益重新分类为利息支出。赎回时已实现的外汇损失共计1900万美元，计入该期间收益（损失）表的外汇（损失）收益项下。
4.5亿美元优先票据发行
2025年3月24日，公司发行了4.5亿美元的优先票据，固定年票息为5.6%，于2032年3月24日到期。票据是无担保的，与所有现有和未来的优先债务享有同等受偿权，与所有未来的次级债务享有优先受偿权。票据的利息支付每半年支付一次，时间分别为3月24日和9月24日。
定期贷款融资提前偿还
2025年3月25日，公司提前于2025年9月7日预定到期日偿还了4亿美元的可变利率定期贷款融资，所得款项来自4.5亿美元的优先票据发行。
银团和双边信贷便利
在截至2025年12月31日的一年中，银团信贷额度从19.5亿美元减少至19亿美元，期限延长一年至2029年6月30日。
在截至2025年12月31日的一年中，总额为2.4亿美元的双边信贷安排的到期日延长了一年，至2027年6月30日。
授信额度是公司业务产生现金流后短期流动资金的首要来源。
高级笔记
截至2025年12月31日，共有3亿美元（2024 – 3亿美元）的优先票据被指定为公司在美国业务的净投资的对冲。

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税收权益
税收股权融资通常表现为项目投资者在每个项目上进行的初始股权投资（扣除已发生的融资成本），但Lakeswind和North Carolina Solar收购的税收股权融资除外，这些融资最初按其公允价值确认。税收股权融资余额减去分配给投资者的税收优惠（生产税收抵免、税收折旧和投资税收抵免）的价值，以及支付给投资者的现金分配，以换取他们在每个项目中产生的净收益和现金流的份额。税收股权融资余额由按隐含利率确认的利息增加。每笔融资的到期日可能会发生变化，主要取决于项目投资人何时实现约定的目标回报。该公司预计税收股权融资的到期日期将是：2030年3月的Lakeswind；2030年12月的North Carolina Solar；以及2029年12月的Big Level和Antrim。
其他
TransAlta的短期和长期债务有条款和条件，包括财务契约，这被认为是正常和习惯的。截至2025年12月31日，公司遵守所有债务契约。
Heartland信贷安排不受任何维护或财务契约的约束，但确实包含某些契约，这些契约限制了Heartland的能力，其中包括产生额外债务、创建或允许留置权存在、进行某些收购或处置、进行分配和签订某些对冲协议。
本公司遵守其信贷融资条款，所有未提取金额均已足额可用。截至2025年12月31日，金额为2.23亿美元的信用证是从非承诺需求设施中签发的。除了信贷额度下可用的15亿美元承诺产能净额外，截至2025年12月31日，公司还有2.05亿美元的可用现金和现金等价物。
B.与无追索权债务和其他债务有关的限制
截至2025年12月31日，所有无追索权债务、TransAlta OCP LP债券和Heartland信贷融资的总账面价值为16亿美元（2024年– 18亿美元），受惯常融资条件和契约的约束，这些条件和契约可能会限制公司获得这些融资设施运营产生的资金的能力。
在满足特定的分配测试（通常每季度执行一次）后，附属实体可以将资金分配给各自的母实体。这些条件包括在分配前满足偿债覆盖率，除Windrise Wind LP外，这些实体在2025年第四季度都满足了这一要求。Windrise中的资金将一直留在那里，直到2026年第一季度可以执行下一个偿债覆盖率。截至2025年12月31日，有1.01亿美元（2024 – 1.17亿美元）的现金受到这些财务限制。
截至2025年12月31日，TEC Hedland Pty Ltd.持有的800万美元（900万澳元）资金无法被其他公司实体使用，因为这些资金必须由项目实体单独使用，用于支付主要的维护费用。此外，某些无追索权债券要求建立某些准备金账户，并通过存款现金和/或提供信用证提供资金。
C.安全
截至2025年12月31日，总额为14亿美元（2024年– 15亿美元）的无追索权债务由公司发行债务的子公司各自所有资产的第一级抵押担保，其中包括截至2025年12月31日账面总额为15.7亿美元（2024年– 17.5亿美元）的PP & E和账面总额为5500万美元（2024年– 8400万美元）的无形资产。截至2025年12月31日，约6500万美元（2024 – 7500万美元）的无追索权债务由发行无追索权债务的发行人的股权的第一级抵押担保。
TransAlta OCP债券的账面价值为1.66亿美元（2024年– 1.92亿美元），由TransAlta OCP的资产担保，包括每年从阿尔伯塔省政府获得与TransAlta遗留煤炭设施（TransAlta OCA）相关的出资权和OCA付款。根据TransAlta OCA，公司在7月31日或之前收到约4000万美元的年度现金付款（约3700万美元，公司净额），从2017年1月1日开始，到2030年底结束。
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D.本金偿还
  2026 2027 2028 2029 2030 2031年及之后 合计
本金偿还(1)
170 331 163 343 281 2,199 3,487 
租赁负债
5 5 5 5 5 121 146 
(1)不包括套期会计和衍生工具的影响。
E.受限现金
截至2025年12月31日，公司拥有与TransAlta OCP债券相关的1700万美元（2024 – 1700万美元）受限制现金，这些现金需要存放在偿债储备账户中，为预定的未来债务偿还提供资金。该公司还拥有与所需资产剥离相关的扣留相关的400万美元受限现金，以及与TEC Hedland Pty Ltd.债券相关的5700万美元（2024 – 5200万美元）受限现金。这些现金储备被要求根据商业安排和偿债而持有，未来可能会被信用证所取代。
F.信用证
信用证是根据与本公司及本公司若干附属公司的各项合约安排的规定，向交易对手签发的。公司或子公司不履行该等合同的，交易对方可以向开立信用证的金融机构提出货款主张。所有信用证在一年内到期，预计将在正常业务过程中根据需要续展。截至2025年12月31日，未偿信用证总额为8.29亿美元（2024 – 8.65亿美元），第三方根据这些安排行使的金额为零（2024 –零）。
G.货币影响
美元走弱导致截至2025年12月31日以美元计价的长期债务余额（主要是优先票据和税收股权融资）减少2800万美元（2024年–因美元走强而增加9000万美元）。几乎所有以美元计价的债务，要么通过金融合约，要么通过对美国业务的净投资进行对冲。
此外，澳元走强使截至2025年12月31日以澳元计价的无追索权优先担保票据余额增加约1600万美元（2024年– 500万美元）。由于这笔债务是由一家澳大利亚子公司发行的，因此外币折算影响在其他综合收益（损失）中确认。
26.可交换证券
2019年3月22日，公司订立投资协议，据此，布鲁克菲尔德可再生 Partners或其关联公司（统称为Brookfield）同意通过购买可交换证券向TransAlta投资7.5亿美元，这些证券可在2024年12月31日后按Alberta Hydro Assets未来调整后EBITDA（交换选择权）的倍数价值交换为TransAlta的Alberta Hydro Assets的股权所有权权益。
公司将可交换证券归类为流动负债，因为转换选择权可在2024年12月31日之后的任何时间行使，尽管没有交付现金等值资源的义务，持有人无法要求偿还。


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A. 7.5亿美元可交换证券
截至 2025年12月31日 2024年12月31日
账面价值 面值 利息 账面价值 面值 利息
可交换债券– 2039年5月1日到期(1)
350 350 7 % 350 350 7 %
可交换优先股(2)
400 400 7 % 400 400 7 %
可交换证券总额 750 750 750 750
(1)2039年5月1日到期的7%无担保次级债券。
(2)可赎回、可收回的第一优先股（系列I）。可交换优先股股息作为利息费用列报。
2025年12月12日，公司宣布以每股1.764%的固定费率为可交换优先股派发总计700万美元的股息，将于2026年3月2日支付。可交换优先股为
为会计目的考虑的债务，因此，股息作为利息费用报告（注10）。
B.交换选择权
截至 2025年12月31日 2024年12月31日
说明 基础公允价值 灵敏度 基础公允价值 灵敏度
期权兑换–嵌入衍生工具 — 
+无
-41
—
+无
-30
投资协议允许布鲁克菲尔德选择在2024年12月31日之后将所有未偿还的可交换证券交换为在为持有艾伯塔水电资产而成立的实体中最多49%的股权所有权权益。由于没有可获得的市场可观察数据，交换期权的公允价值被视为第三级公允价值计量。因此，只有当它代表要交换的期权价值的长期变化时，才使用基于历史数据和基础贴现率变化的输入的逐日预测模型对其进行估值。
对基础公允价值的敏感度范围是使用关键不可观察输入值的合理可能的替代假设确定的，主要是未来现金流的隐含贴现率的变化。敏感性分析是根据公司的评估编制的，即未来现金流1%的7.9%（2024年– 10.5%）的隐含贴现率变化是合理可能的变化。
布鲁克菲尔德可以拥有的阿尔伯塔水电资产的最大股权为49%。如果Brookfield的所有权权益在转换时低于49%，Brookfield有一项以现金支付的一次性选择权，可将其所有权增加至最多49%，可行使至2028年12月31日，前提是Brookfield至少持有TransAlta 8.5%的普通股。根据这一追加期权，Brookfield将能够获得持有Alberta Hydro Assets的实体额外10%的权益，前提是在行使期权之前，TransAlta普通股的20天成交量加权平均价格（VWAP）不低于每股14美元，如果当时TransAlta普通股的20天VWAP不低于每股17美元，则最高可达全部49%。如果投资价值将超过49%的股权，布鲁克菲尔德将有权以现金形式获得赎回价格的余额。
就投资协议而言，Brookfield有权提名两名董事参加董事会选举。
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27.设定受益义务和其他长期负债
设定受益义务和其他长期负债的构成部分如下：
截至12月31日 2025 2024
设定受益义务（附注32）
143  146
零售电力合同负债 17  45
其他 13  11
合计 173  202
包括在补偿费用中的养老金和离职后福利负债以及相关成本受到与关键精算假设变化相关的估计的影响，包括贴现率。
贴现率提高1%将导致设定受益义务减少3100万美元。有关影响设定受益义务的其他敏感性，请参阅附注32。
零售电力合同负债是指客户零售合同的买卖协议产生的交付电力、燃气和电力及燃气金融掉期的义务。零售电力合同是指某些场外市场客户合同，其中合同的价值基于合同与市场在截止日期的费率之间的差异。零售合同负债根据每月交付的数量在合同剩余期限内摊销至折旧。
28.普通股
A.已发行和未偿还
TransAlta被授权发行无限数量的有投票权的普通股，无面值或面值。
截至12月31日 2025 2024
共同
股份
（百万）		 金额 共同
股份
（百万）		 金额
已发行未偿还，期初 297.5  3,179  306.9 3,285
根据自动购股计划购回普通股的拨备回拨
—  —  1.7 19
根据NCIB购买和注销(1)(2)
(1.9) (20) (13.5) (146)
股份支付计划
0.8  7  0.8 9
已行使的股票期权 0.3  3  1.6 12
已发行未偿还，年底 296.7  3,169  297.5 3,179
(1)2025年包括股票回购的零税收（2024–200万）回购股份的公允价值。
(2)公司根据NCIB（定义见下文）购买的股份被确认为股本减少等于普通股的平均账面价值。购买总价与普通股平均账面价值之间的任何差额均记入留存收益（赤字）。


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B.正常课程发行人投标（NCIB）计划
期间公司购买注销普通股的影响如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
购买的股份总数
1,932,800  13,467,400
每股平均购买价格 12.42  10.59
总成本（百万） 24  143
注销股份的帐面价值
20  146
记录在赤字中的金额 (4) 3
2025年5月27日，公司宣布已收到多伦多证券交易所的批准，可在自2025年5月31日开始的12个月期间内回购最多1400万股普通股，并于2026年5月30日或公司选择终止根据NCIB或NCIB购买普通股的最大数量的较早日期终止，以较早者为准。根据NCIB购买的任何普通股将被注销。
C.股东权利计划
公司于1992年初步采纳股东权利计划，并于2022年4月28日修订及重列。根据要求，股东权利计划须每三年提交公司股东批准。最后一次获批是在2025年4月24日，将
需经2028年年度股东大会批准。股东权利计划的主要目标是鼓励潜在收购方达到某些旨在促进公平和平等对待所有普通股股东的最低标准。当收购shareholder收购20%或以上的公司普通股，除非在有限的情况下，包括通过“允许的出价”或“竞争性允许的出价”（定义见股东权利计划），根据股东权利计划授予的权利变得可由除收购股东持有的权利外的所有股东行使。每一项权利将赋予除收购股东之外的股东以相对于市场大幅折价的价格购买额外普通股的权利，从而使收购20%或更多股份的人面临其持股被大幅稀释的风险。
D.（亏损）每股收益
截至12月31日止年度 2025 2024
归属于普通股股东的净（亏损）收益
(190) 177
已发行普通股的基本和稀释加权平均数（百万）
297  302
归属于普通股股东的每股净（亏损）收益，基本和稀释
(0.64) 0.59
E.股息
2025年12月12日，公司宣布季度股息为每股普通股0.065美元，将于2026年4月1日支付。
2026年2月25日，公司宣布季度股息为每股普通股0.070美元，将于2026年7月1日支付。
于报告日期至本综合财务报表完成日期之间并无涉及普通股的交易。
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29.优先股
A.已发行和未偿还
所有已发行和流通的优先股均为无投票权的累积可赎回固定或浮动费率优先股。
截至12月31日 2025 2024
系列(1)
股份数量
（百万）		 金额 股份数量
（百万）		 金额
A系列 9.6  235  9.6 235
B系列 2.4  58  2.4 58
C系列 10.0  243  10.0 243
D系列 1.0  26  1.0 26
E系列 9.0  219  9.0 219
G系列 6.6  161  6.6 161
已发行未偿还，年底
38.6  942  38.6 942
(1)系列I优先股作为债务入账。参见附注26。
G系列累积可赎回利率重置优先股
在2024年第三季度期间，在考虑到收到的所有转换累积可赎回利率重置优先股的选举通知后，G系列（G系列股份），即660万股已发行的G系列股份中的20,607股被投标转换，低于转换为H系列股份所需的100万股。因此，没有G系列股份在2024年9月30日转换为H系列股份，下一个转换日期被重置为2029年9月30日。
优先股系列信息
经董事会批准，优先股持有人有权按特定比率获得累计固定季度现金股息。在自发行起约五年的初始期后，此后每五年（利率重置日），优先股的固定费率
股票重置为五年期加拿大政府债券收益率（固定利率基准）加上指定利差的总和。在每个利率重置日期，股份亦为：
•可由公司选择全部或部分赎回，每股25.00美元，加上赎回时所有已宣布和未支付的股息。
•经董事会批准，根据持有人的选择，可根据加拿大政府90天国库券利率（浮动利率基准）加上指定利差的总和，转换为支付累积浮动利率季度现金股息的指定系列无投票权累积可赎回浮动利率优先股。累积浮动利率优先股也可由公司选择赎回，并可在随后的每个利率重置日期按上述相同条款转换回每个原始累积固定利率优先股系列。

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截至2025年12月31日，每个第一优先股系列的特定特征如下：
系列(1)
期间费率
任期
年度股息
每股利率
($)(2)
下一次转换
日期
利率利差
超过基准
（百分比）
可转换
到系列
A 固定 0.71924 2026年3月31日 2.03 B
B 浮动 1.15541 2026年3月31日 2.03 A
C 固定 1.46352 2027年6月30日 3.10 D
D 浮动 1.42290 2027年6月30日 3.10 C
E 固定 1.72352 2027年9月30日 3.65 F
G 固定 1.69324 2029年9月30日 3.80 H
(1)系列I优先股作为债务入账。参见附注26。
(2)每股年度股息率代表于2025年宣派的股息。
B.股息
下表汇总了2025年和2024年宣布的优先股股息：
宣布的股息总额
系列 2025 2024
A 7  7
B(1)
3  4
C 15  15
D(2)
1  2
E 16  15
G 10  9
全年合计 52  52
(1)B系列优先股以基于加拿大政府90天国库券利率的浮动利率支付季度股息，外加2.03%。
(2)D系列优先股以基于加拿大政府90天国库券利率的浮动利率支付季度股息，外加3.10%。
2025年12月12日，公司宣布A系列优先股的季度股息为每股0.17 981美元，B系列优先股为每股0.26 186美元，C系列优先股为每股0.36588美元，D系列优先股为每股0.32782美元，E系列优先股为每股0.43088美元，G系列优先股为每股0.42331美元，将于2026年3月31日支付。
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30.累计其他综合（亏损）收益
累计其他综合（亏损）收益的构成部分及变动情况如下：
  2025 2024
货币换算调整    
期初余额，1月1日 (34) (36)
换算国外业务净资产（亏损）收益，扣除重新分类至净收益
(12) 30
被指定为外国业务套期保值的金融工具的收益（损失），扣除重新分类为净收益的税后净额(1)
11  (28)
余额，12月31日 (35) (34)
现金流量套期    
期初余额，1月1日 65  (129)
指定为现金流量套期保值的衍生工具的（损失）收益，扣除重新分类至净收益的税后净额(2)
(69) 194
余额，12月31日 (4) 65
员工未来福利    
期初余额，1月1日 12  3
设定受益计划净精算收益，税后净额(3)
5  9
余额，12月31日 17  12
其他    
期初余额，1月1日 (2) (2)
余额，12月31日 (2) (2)
累计其他综合（亏损）收益 (24) 41
(1)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税费用100万美元（2024年12月31日– 400万美元回收）。
(2)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税回收1400万美元（2024年12月31日–费用5300万美元）。
(3)扣除截至2025年12月31日止年度的所得税费用100万美元（2024年12月31日–费用300万美元）。

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31.股份支付计划
公司有以下股份支付方案：
A.业绩股份单位（PSU）及受限制股份单位（RSU）计划
根据股份单位计划，PSU和RSU的授予可能每年进行一次，但在三年的业绩期间内进行计量和评估。赠款按参与者基本工资的百分比确定，并根据授予时公司的普通股价格转换为PSU或RSU。PSU的归属取决于在三年期间实现在每次授予时确定的具体绩效衡量标准。RSU受制于三年的断崖式归属要求。RSU和PSU跟踪公司三年期间的股价，并以与公司普通股股息相同的比率作为额外单位累积股息。
2025年与PSU和RSU相关的税前补偿费用为2600万美元（2024 – 2300万美元），该费用包含在综合收益（亏损）报表的OM & A中。
B.递延股份单位（DSU）计划
根据股份单位计划，董事会成员和高管可自行选择购买DSU，使用
他们的费用或支付的某些组成部分。DSU是一种名义股份，其价值与公司的一股普通股相同，并根据公司普通股在市场上的价值变化而波动。DSU作为额外的DSU产生股息，其比率与公司普通股的股息支付率相同。DSU可以现金赎回，在董事或高管终止或从公司退休之前不得赎回。
公司对普通股价值的增值超过DSU的购买价格以及所赚取的股息等价物计提负债和费用。
与DSU相关的税前补偿费用在2025年为200万美元（2024 – 800万美元）。
C.股票期权计划
2025年，公司授予公司高管共计30万份股票期权，加权平均行权价为20.40美元，在三年期内归属，发行后七年到期（2024年– 70万份股票期权，价格为10.88美元）。2025年期间确认的与这些赠款相关的费用为300万美元（2024年– 100万美元）。
截至2025年12月31日，根据股票期权计划尚未行使和可行使的期权总数概述如下：
  未完成的期权
行权价格区间
（美元/股）
选项数量
（百万）(1)
加权平均剩余合同年限（年） 加权平均行权价
（美元/股）
9.28-20.46
1.6  4.3  12.91 
(1)包括截至2025年12月31日可行使的120万份期权。
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32.员工未来福利
A.说明
公司在加拿大和美国发起注册养老金计划，涵盖公司在这两个国家的几乎所有员工以及在国际上工作的特定指定员工。加拿大的计划有固定福利和固定缴款选项，以及针对年收入超过加拿大所得税上限的合格员工的非注册补充计划。美国的计划只有一个确定的缴款选项。
截至2025年6月30日，继Sunhills计划关闭后，所有加拿大和美国的固定福利养老金计划都对新成员关闭。美国的固定福利养老金计划于2010年12月31日被冻结，导致未来无法获得任何福利。补充养老金计划已于2015年12月31日结束，新的固定缴款补充养老金计划开始面向执行成员，自2016年1月1日起生效。截至2015年12月31日的现任高管已被祖父纳入旧的补充计划。
该公司的美国固定福利养老金计划于2024年6月30日终止，并于2024年10月实现年金化。
所有计划用于确定计划资产公允价值和设定受益义务现值的计量日期为2025年12月31日。
为已登记的养老金计划提供资金符合适用的规定，这些规定要求根据资金状况，在加拿大至少每三年或更长时间对养老基金进行一次精算估值。补充养老金计划完全是公司的义务。公司没有义务为补充计划提供资金，但
有义务根据计划条款支付到期的福利。该公司于2025年3月发布了金额为9200万美元的信用证，并提供了6200万美元的担保债券，分别为补充计划和加拿大固定福利计划下的义务提供担保。
该公司通过其其他离职后福利计划，为残疾成员和退休成员向某些符合条件的65岁以下雇员提供其他健康和牙科福利。用于确定两个计划的现值义务的计量日期为2025年12月31日。
该公司提供了几个固定缴款计划，包括收购的Heartland计划、澳大利亚的养老金计划和美国的401（k）储蓄计划，根据计划的不同，这些计划提供了5.0%至11.5%的公司缴款。
所有的固定缴款计划都允许员工可选缴款。
随着TransAlta收购Heartland，该公司的加拿大注册养老金计划于2025年4月26日生效。
根据这项修订，Heartland的某些雇员于2024年12月4日至2025年4月26日期间开始受雇于公司并符合资格规定，开始参与该计划。
截至2025年12月31日止年度，Heartland成员在其先前计划中的余额已转入公司计划。


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B.确认的费用
设定受益、设定缴款和其他离职后福利计划年内在净（亏损）收益中确认的成本如下：
截至2025年12月31日止年度
已注册 补充 其他 合计
当前服务成本 1  —  —  1 
管理费用 1  —  —  1 
设定受益义务的利息成本 13  4  —  17 
计划资产利息 (11) (1) —  (12)
设定受益费用 4  3  —  7 
确定缴款费用 14  —  —  14 
净费用 18  3  —  21 
截至2024年12月31日止年度
已注册 补充 其他 合计
当前服务成本 1 1 1 3
管理费用 1 — — 1
设定受益义务的利息成本 14 4 1 19
计划资产利息 (12) (1) — (13)
设定受益费用 4 4 2 10
确定缴款费用 12 — — 12
净费用 16 4 2 22

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C.计划状况
设定受益养老金和其他离职后福利计划情况如下：
截至2025年12月31日止年度
已注册 补充 其他 合计
计划资产的公允价值 229  16  —  245 
设定受益义务现值 (285) (88) (17) (390)
资金状况–计划赤字 (56) (72) (17) (145)
合并财务报表确认的金额：        
应计流动负债 (1) —  (1) (2)
其他长期负债 (55) (72) (16) (143)
确认的总金额 (56) (72) (17) (145)
截至2024年12月31日止年度
已注册 补充 其他 合计
计划资产的公允价值 241 16 — 257
设定受益义务现值 (303) (90) (18) (411)
资金状况–计划赤字 (62) (74) (18) (154)
合并财务报表确认的金额：
应计流动负债 (1) (6) (1) (8)
其他长期负债 (61) (68) (17) (146)
确认的总金额 (62) (74) (18) (154)

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D.计划资产
设定受益养老金及其他离职后福利计划的计划资产公允价值如下：
  已注册 补充 其他 合计
截至2023年12月31日 269 15 — 284
计划资产利息 12 1 — 13
计划资产净收益率
13 (1) — 12
贡献(1)
1 6 1 8
支付的福利 (31) (5) (1) (37)
管理费用 (1) — — (1)
美国设定受益计划年金化带来的结算效应
(23) — — (23)
外汇汇率变动 1 — — 1
截至2024年12月31日 241 16 — 257
计划资产利息 11  1  —  12 
计划资产净收益率 2  (1) —  1 
贡献(1)
4  6  1  11 
支付的福利 (28) (6) (1) (35)
管理费用 (1) —  —  (1)
截至2025年12月31日 229  16  —  245 
(1)公司自愿捐款400万美元（2024–nil）进一步改善其设定受益养老金计划的资金状况。

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公司设定受益计划资产按大类划分的公允价值如下：
截至2025年12月31日 I级 II级 III级 合计
股本证券        
加拿大人 —  11  —  11 
国际 —  52  —  52 
私人 —  —  1  1 
债券        
A-AAA
—  16  80  96 
BBB —  1  11  12 
BBB以下 —  —  6  6 
贷款(1)
—  2  —  2 
其他
另类基金(2)
—  —  42  42 
货币市场和现金及现金等价物 18  3  2  23 
合计 18  85  142  245 
(1)包括信用评级贷款$1 百万.
(2)另类基金包括对基础设施和房地产基金的投资。
截至2024年12月31日
I级 II级 III级 合计
股本证券        
加拿大人 — 12 — 12
国际 — 53 — 53
私人 — — 1 1
债券
A-AAA
— 18 81 99
BBB — 1 16 17
BBB以下 — — 5 5
贷款(1)
— 1 — 1
其他
另类基金(2)
— — 46 46
货币市场和现金及现金等价物 2 19 2 23
合计 2 104 151 257
(1)包括信用评级贷款$1百万。
(2)另类基金包括对基础设施和房地产基金的投资。
截至2025年12月31日和2024年12月31日，计划资产不包括公司的任何普通股。

F83
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2025年年度报告
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E.设定受益义务
设定受益养老金和其他离职后福利计划的义务现值如下：
  已注册 补充 其他 合计
截至2023年12月31日的设定受益义务现值 340 89 17 446
当前服务成本 1 — 1 2
利息成本 14 4 1 19
支付的福利 (31) (5) (1) (37)
财务假设产生的精算损失
1 1 — 2
经验调整产生的精算损失
— 1 — 1
美国设定受益计划终止后的结算影响
(23) — — (23)
外汇汇率变动 1 — — 1
截至2024年12月31日的设定受益义务现值 303 90 18 411
当前服务成本 1  —  —  1 
利息成本 13  4  —  17 
支付的福利 (28) (5) (1) (34)
财务假设产生的精算收益
(5) (2) —  (7)
经验调整产生的精算损失
1  1  —  2 
截至2025年12月31日的设定受益义务现值(1)
285  88  17  390 
(1)截至2025年12月31日，设定受益计划义务的加权平均期限为9.4年。
F.贡献
固定福利养老金和其他离职后福利计划的2026年预期雇主缴款如下：
  已注册 补充 其他 合计
预期雇主缴款 1  —  1  2 
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2025年年度报告
F84
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G.假设
计量公司设定受益养老金及其他离职后福利计划的设定受益义务所采用的重要精算假设如下：
  2025 2024
截至12月31日（%） 已注册 补充 其他 已注册 补充 其他
应计福利义务            
贴现率 4.7  4.7  4.8  4.5 4.5 4.8
补偿增加率 2.9  3.0  —  2.9 3.0 —
假设的医疗保健成本趋势率      
医疗保健成本上升(1)(3)
—  —  6.5  — — 6.7
牙科护理费用上涨 —  —  4.1  — — 4.1
当年效益成本      
贴现率 4.5  4.5  4.8  4.6 4.6 4.7
补偿增加率 2.9  3.0  —  2.9 3.0 —
假设的医疗保健成本趋势率      
医疗保健成本上升(2)(4)
—  —  6.5  — — 6.7
牙科护理费用上涨 —  —  4.6  — — 4.6
(1)2025年65岁后和65岁前的利率：到2035年逐渐下降至4.5%，此后美国保持在该水平，加拿大每年逐渐下降0.3%，到2030年为4.5%。
(2)2025年65岁后和65岁前的利率：到2034年逐渐下降至4.5%，此后美国保持在该水平，加拿大每年逐渐下降0.3%，到2030年为4.5%。
(3)2024年65岁后和65岁前的利率：到2034年逐渐下降至4.5%，此后美国保持在该水平，加拿大每年逐渐下降0.3%，到2030年为4.5%。
(4)2024年65岁后和65岁前的利率：到2033年逐渐下降至4.5%，此后美国保持在该水平，加拿大每年逐渐下降0.3%，到2030年为4.5%。
H.敏感性分析
下表概述假设关键假设发生某些变化，设定受益义务净额的估计增加额：
  加拿大计划 美国计划
截至2025年12月31日
已注册 补充 其他 养老金
贴现率下降1%
25  10  1  — 
薪级表上调1%
1  —  —  — 
医疗保健费用趋势率增加1%
—  —  2  — 
死亡率提高10%
12  3  —  — 

F85
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2025年年度报告
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33.现金流信息
A.非现金经营性营运资金变动
截至12月31日止年度 2025 2024
来源（用途）：
   
应收账款 75  155
预付费用
19  85
应收所得税 (41) 22
存货 22  34
应付账款、应计负债和准备金 (78) (273)
应付所得税 6  15
非现金营运营运资本变动 3  38
B.融资活动产生的负债变动
余额2024年12月31日
现金发行(1)
已支付的还款和股息(2)
宣派股息 外汇影响 其他
余额2025年12月31日
长期债务和租赁负债(2)
3,809 991  (1,188) —  (12) (7) 3,593 
可交换证券 750 —  —  —  —  —  750 
应付股息（普通和优先）
49 —  (127) 130  —  —  52 
负债总额
融资活动
4,608 991  (1,315) 130  (12) (7) 4,395 
(1)包括以5.41亿美元发行4亿美元、利率为5.9%的优先票据和4.5亿美元、利率为5.6%的优先票据。参见附注25。
(2)偿还长期债务和租赁负债包括偿还4亿美元、利率为7.8%的优先票据5.73亿美元、偿还4亿美元的定期贷款、偿还1.75亿美元的长期债务、根据银团信贷融资偿还4800万美元（扣除现金提款），以及融资租赁债务减少400万美元。

余额2023年12月31日
承担的债务
已支付的还款和股息(1)
新租约 宣派股息 外汇影响 其他
余额
2024年12月31日
长期债务和租赁负债(2)
3,469 232 6 5 — 86 11 3,809
可交换证券 744 — — — — — 6 750
应付股息（普通和优先）
49 — (123) — 123 — — 49
筹资活动负债总额 4,262 232 (117) 5 123 86 17 4,608
(1)包括与偿还长期债务有关的减少1.31亿美元、信贷安排项下借款净增加1.43亿美元以及融资租赁债务减少600万美元。
(2)包括作为Heartland收购的一部分而承担的100万美元的银行透支和2.32亿美元的新债务。参见附注4。
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F86
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34.资本
TransAlta的资本由以下部分组成：
截至12月31日 2025 2024 增加/
（减少）
长期负债(1)
3,593  3,808 (215)
可交换证券 750  750 — 
银行透支 —  1 (1)
股权      
普通股 3,169  3,179 (10)
优先股 942  942 — 
贡献盈余 42  42 — 
赤字 (2,730) (2,458) (272)
累计其他综合（亏损）收益
(24) 41 (65)
非控股权益 66  97 (31)
减：可用现金及现金等价物(2)
(205) (337) 132 
减：TransAlta OCP债券受限制现金的本金部分(3)
(17) (17) — 
减：长期债务、负债（资产）套期工具公允价值(4)
4  (7) 11 
总资本 5,590  6,041 (451)
(1)包括租赁负债、信贷安排下的未偿金额、税收权益负债和长期债务的流动部分。
(2)该公司包括可用现金和现金等价物，作为资本计算的减少，因为资本是使用净债务头寸管理的。这些资金可能可用并用于促进偿还债务。
(3)该公司包括TransAlta OCP债券的受限制现金的本金部分，因为这些现金专门被限制用于偿还未偿债务。
(4)公司将债务上的经济和指定套期工具的公允价值计入一项资产中，或将负债头寸作为资本的减少或增加，因为相关债务的账面价值由于外汇汇率的变化而增加或减少。
公司的整体资本管理战略及在管理资本方面的目标如下：
A.保持强劲的财务状况
公司经营的是长周期和资本密集型的商品业务，因此优先考虑保持强劲的财务状况，使公司能够以合理的利率进入资本市场。保持强劲的资产负债表还使我们的商业团队能够以有利于公司财务业绩的条款和价格与各种交易对手签订公司的投资组合合同，并通过商品和信贷周期为公司提供更好的进入资本市场的机会。该公司拥有晨星信息 DBRS的投资级信用评级。2025年，穆迪重申公司长期评级为Ba1，展望稳定。晨星信息 DBRS重申公司发行人评级和无担保债务/中期票据评级为BBB（低）以及公司优先股评级为PFD-3（低），展望均为稳定，且
标普全球评级重申公司的高级无担保债项评级和发行人信用评级为BB +，展望稳定。公司仍然专注于保持强劲的财务状况和现金流覆盖率。信用评级提供与公司融资成本、流动性和运营相关的信息，并影响公司获得短期和长期融资的能力和/或此类融资的成本。管理层定期监测预测的净收益、现金流、资本支出和债务的按期偿还，目标是维持其信用评级，并满足股息和PP & E支出要求。
B.流动性
公司利用信贷额度下的现有流动性管理营运资金的变化，以确保有足够的现金和信贷为运营提供资金、支付股息、向子公司的非控股权益分配款项以及投资PP & E。


F87
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截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，现金流入和流出汇总如下。
截至12月31日止年度 2025 2024 增加
（减少）
经营活动现金流 646  796 (150)
非现金营运资本变动 (3) (38) 35 
营运资本变动前的营运现金流 643  758 (115)
支付普通股股息 (74) (71) (3)
支付优先股股息 (52) (52) — 
支付予附属公司非控股权益的分派 (11) (40) 29 
不动产、厂房和设备支出 (249) (311) 62 
流入
257  284 (27)
TransAlta保持充足的现金余额和承诺的信贷额度，为与其业务相关的定期净现金流出提供资金。截至2025年12月31日，公司15亿美元（2024 – 15亿美元）的信贷额度已完全可用。
TransAlta不时根据要求进入资本市场，以帮助为这些定期净现金流出中的一些提供资金，以维持其可用的流动性，并将其资本结构和信用指标保持在目标范围内。
35.关联交易
2025年12月31日公司主要经营子公司具体情况如下：
子公司 国家 所有权
（百分比）		 主要活动
TransAlta Generation伙伴关系 加拿大 100 发电及售电
TransAlta Cogeneration，L.P。 加拿大 50.01 发电及售电
TransAlta Centralia Generation，LLC 美国 100 发电及售电
TransAlta Energy Marketing Corp。 加拿大 100 能源营销
TransAlta Energy Marketing（US），Inc。 美国 100 能源营销
TransAlta Energy（Australia），Pty Ltd。 澳大利亚 100 发电及售电
TransAlta Renewables Inc。 加拿大
100
发电及售电
Heartland Generation有限公司。
加拿大
100(1)
发电及售电
艾伯塔省电力（2000）有限公司。
加拿大
100(1)
发电及售电
(1)2024年12月4日，公司完成了对Heartland的收购。更多详情请参阅附注4。
公司与子公司之间的交易已于合并时消除，未披露。

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F88
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截至2025年12月31日的联合安排包括以下内容：
联合行动 段 所有权
（百分比）		 说明
金田电力 气体 50 TransAlta运营的西澳大利亚燃气设施
萨斯喀彻温堡 气体 60 位于艾伯塔省的热电联产设施，TA Cogen拥有60%的权益，由TransAlta运营
福特斯库河天然气管道 气体 43 西澳大利亚州天然气管道，由DBP发展集团运营
麦克布莱德湖 风能和太阳能 50 TransAlta运营的艾伯塔省风力发电设施
索德格伦 风能和太阳能 50 TransAlta运营的艾伯塔省风力发电设施
平斯顿 水电 50 TransAlta运营的不列颠哥伦比亚省Hydro设施
乔弗雷
气体 40 TransAlta运营的艾伯塔省热电联产厂
麦克马洪
气体 50 NorthRiver Midstream Inc.运营的不列颠哥伦比亚省热电联产厂。
报春花
气体 50 由Canadian Natural Resources Limited运营的艾伯塔省热电联产工厂
合资 段 所有权
（百分比）		 说明
Skookumchuck 风能和太阳能 49 华盛顿风力发电设施由南方电力公司运营
联营企业和合营企业已由公司进行权益核算。
A.与关键管理人员的往来
TransAlta的主要管理人员包括总裁兼首席执行官（CEO）、高级管理团队成员和董事会成员。关键管理人员薪酬如下：
截至12月31日止年度 2025 2024
赔偿总额 22  36
包括：
   
短期雇员福利 12  13
离职后福利 1  1
解雇福利 1  4
股份支付 8  18
B.与联营公司的交易
就向Brookfield发行的可交换证券而言，投资协议授权Brookfield向TransAlta董事会提名两名董事。这使得布鲁克菲尔德能够参与公司的财务和经营政策决策，因此，他们被视为公司的联系人。
除附注26披露的可交换证券外，公司在正常经营过程中可
与联营公司按市场条款订立以交换价值计量并在综合财务报表中确认的交易，包括电力买卖协议、衍生合约和资产管理费。公司与联营公司之间的交易和余额并未消除。


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与Brookfield的交易包括以下内容：
截至12月31日止年度 2025 2024
电力销售 98  58
外购电力 2  4
36.承诺与或有事项
除财务报表其他部分披露的承诺外，公司已发生
遵循合同承诺，直接或通过其在联合经营和合资企业中的利益。
根据这些协议，未来的大致付款如下：
2026
2027
2028
2029
2030
2031年和
此后
合计
天然气、运输和其他合同 83 67 67 63 62 350 692
传输 29 31 22 20 21 114 237
长期服务协议 55 44 21 14 15 105 254
经营租赁 5 2 2 2 2 59 72
增长
7 — 11 — — — 18
合计 179  144  123  99  100  628  1,273 
承诺
天然气、运输和其他合同
该公司与Sundance和Keephills设施相关的天然气运输合同，在牢固的基础上每天总计高达400太焦耳（TJ），将于2036年至2038年结束。此外，该公司还与Sheerness签订了每天约150 TJ的天然气运输协议。该公司目前预计平均每天使用约160 TJ，在高峰期每天最多使用约450 TJ，同时重新营销过剩的产能。
传输
该公司有几项协议购买太平洋西北部的传输网络容量。在满足交付服务的某些条件的情况下，公司承诺以供应商的关税税率进行传输，无论是立即授予还是在建造额外设施后在未来交付。
输电承诺还包括以美元计价的多年期合同，以确保输电能力。大部分传输容量支持与美国对手方签订的专用收入容量协议，期限与相关传输容量相似。
长期服务协议
TransAlta签订了各种服务协议，主要针对天然气设施、燃气设备和各种风力设施的涡轮机可能需要的检查、维修和维护。
经营租赁
经营租赁包括未根据IFRS 16确认的租赁承诺和尚未开始的租赁承诺，主要与建筑物、车辆和土地有关。某些租赁承诺延长至2072年，这是相关设施的寿命结束。
增长
增长承诺主要包括对艾伯塔省早期发展项目的付款。

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或有事项
TransAlta偶尔会在其正常业务过程中出现的各种索赔以及法律和监管程序中被指定为当事人。TransAlta审查这些索赔中的每一项，包括索赔的性质、争议或索赔的金额以及保险范围的可用性。无法保证任何特定索赔将以有利于公司的方式解决，或此类索赔可能不会对TransAlta产生重大不利影响。在正常业务过程中也可能出现监管机构的询问，公司按要求对此作出回应。
该公司持续对其在艾伯塔省能源和辅助服务市场的报价和报价行为进行内部审查，并将根据要求自行报告涉嫌违规行为或回应监管机构的询问。目前无法确定任何特定事项将以有利于公司的方式解决，或该等事项可能不会对TransAlta产生重大不利影响。
Brazeau Facility —考虑水力压裂活动的油井许可证申请
艾伯塔省能源监管机构（AER）于2019年5月27日发布了一项地下命令，该命令不允许在Brazeau设施三公里范围内进行任何水力压裂，但允许在Brazeau设施三到五公里范围内的所有地层（Duvernay除外）进行水力压裂。
随后，两家石油和天然气运营商向AER提交了关于在Brazeau设施三到五公里范围内获得10口井许可证（其中包括水力压裂活动）的申请。
根据阿尔伯塔省政府委托的独立专家分析，该公司的立场是，Brazeau设施五公里范围内的水力压裂活动构成不可接受的风险，应拒绝申请。审议这些申请的监管听证会----第379次----已延期至2026年第四季度。
Brazeau Facility —针对
艾伯塔省政府
2022年9月9日，公司向艾伯塔省国王法庭法院提交了一份针对艾伯塔省政府的索赔声明，要求声明：（a）在Brazeau设施五公里范围内授予矿产租约违反了公司与艾伯塔省政府于1960年达成的协议；（b）艾伯塔省政府必须赔偿因Brazeau设施附近水力压裂风险而导致的任何费用或损害。2022年9月29日，阿尔伯塔省政府提交了答辩状，其中声称（其中包括）公司：（a）正试图篡夺AER的管辖权；及（b）根据时效法（艾伯塔省）。如果双方无法在此之前解决争端，审判定于2026年第二季度或第三季度进行。

37.分部披露
A.可报告分部的说明
如附注1所述，公司有六个可报告分部。
下表以TransAlta总裁兼首席执行官（首席运营决策者）（CODM）审查公司分部以做出运营决策和评估业绩的格式提供每个分部的结果。主要经营决策者根据经调整EBITDA的衡量标准评估经营分部的表现。该计量基础代表所得税前（亏损）收益，并根据以下影响进行调整：不动产、厂房和设备折旧和无形资产摊销、使用权资产折旧、融资租赁收入、未实现的按市值计价损益、商品交易未实现的外汇损益、Brazeau罚款、与收购相关的交易和重组成本、ERP整合成本、终止、重组和设施关闭成本、与所需资产剥离相关的收入和燃料以及购买的电力，能源转型部分中可能无法反映持续运营的项目
包括与加快我们在艾伯塔省的脱煤转型和我们计划为Centralia的脱煤转型相关的某些成本、或有对价的公允价值变动、Sundance A退役成本补偿、保险赔偿、资产减值（冲销）费用、合资企业的损益份额以及其他成本或收入调整。
出于内部报告目的，公司对Skookumchuck投资的收益信息已按比例在风能和太阳能部门中列报。按比例提供的信息逐行反映了公司在Skookumchuck收益表中所占的份额。按照国际财务报告准则列报的比例财务信息不是也不是有意的。根据国际财务报告准则，对Skookumchuck的投资已按权益法作为合营企业入账。
下表显示了分部业绩总额和调整后EBITDA与根据国际财务报告准则报告的收益表的对账情况。

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2025年年度报告
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B.报告的调整后分部收益和分部资产
一、调整后EBITDA与所得税前利润的调节
截至2025年12月31日止年度
水电
风&
太阳能(1)
气体
能源
过渡
能源
市场营销		 企业 合计
股权-
占
投资(1)
重新分类
调整
国际财务报告准则
财务
收入 368  227  1,267  495  130  (61) 2,426  (21) —  2,405 
重新分类和调整：
未实现按市值计价（收益）损失 (4) 265  26  9  (8) —  288  —  (288) — 
应收融资租赁款减少 —  3  27  —  —  —  30  —  (30) — 
融资租赁收入 —  5  18  —  —  —  23  —  (23) — 
所需资产剥离收入 —  —  (11) —  —  —  (11) —  11  — 
商品未实现外汇收益
—  —  1  —  —  —  1  —  (1) — 
调整后收入
364  500  1,328  504  122  (61) 2,757  (21) (331) 2,405 
燃料和购买的电力 (20) (31) (549) (328) —  (7) (935) —  —  (935)
重新分类和调整：
与所需资产剥离相关的燃料和购买的电力
—  —  2  —  —  —  2  —  (2) — 
调整后的燃料和购买的电力
(20) (31) (547) (328) —  (7) (933) —  (2) (935)
碳履约（成本）回收 —  (3) (115) —  —  68  (50) —  —  (50)
调整后毛利率
344  466  666  176  122  —  1,774  (21) (333) 1,420 
OM & A (56) (106) (257) (75) (37) (185) (716) 5  —  (711)
重新分类和调整：
终止、重组和设施关闭费用 —  —  1  2  —  12  15  —  (15) — 
与所需资产剥离相关的OM & A
—  —  5  —  —  —  5  —  (5) — 
ERP集成成本
—  —  —  —  —  25  25  —  (25) — 
与收购相关的交易和重组成本 —  —  —  —  —  7  7  (7) — 
调整后的OM & A (56) (106) (251) (73) (37) (141) (664) 5  (52) (711)
税项，除所得税外 (3) (23) (21) (3) —  (1) (51) 1  —  (50)
其他营业收入净额 —  3  44  —  —  —  47  —  —  47 
重新分类和调整：
保险追偿 —  (2) —  —  —  —  (2) —  2  — 
调整后净其他营业收入
—  1  44  —  —  —  45  —  2  47 
经调整EBITDA(2)
285  338  438  100  85  (142) 1,104 
股权收益 6 
融资租赁收入 23 
折旧及摊销 (579)
资产减值转回 13 
利息收入 28 
利息支出 (347)
汇兑损失 (21)
或有对价公允价值变动
37 
出售资产损失及其他 (7)
所得税前亏损 (141)
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后的EBITDA没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。
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截至2024年12月31日止年度
水电
风&
太阳能(1)
气体 能源
过渡		 能源
市场营销		 企业 合计
股权-
占
投资(1)
重新分类
调整
国际财务报告准则
财务
收入 409 357 1,350 616 168 (34) 2,866 (21) — 2,845
重新分类和调整：
未实现按市值计价损失（收益） 1 84 (60) (36) 14 — 3 — (3) —
应收融资租赁款减少 — 2 19 — — — 21 — (21) —
融资租赁收入 — 6 8 — — — 14 (14) —
所需资产剥离收入
— — (1) — — — (1) — 1 —
布拉索点球
(20) — — — — — (20) — 20 —
商品未实现外汇收益 — — (2) — — — (2) — 2 —
调整后收入
390 449 1,314 580 182 (34) 2,881 (21) (15) 2,845
燃料和购买的电力 (16) (30) (475) (418) — — (939) — — (939)
重新分类和调整：
与所需资产剥离相关的燃料和购买的电力
— — 1 — — — 1 — (1) —
调整后的燃料和购买的电力
(16) (30) (474) (418) — — (938) — (1) (939)
碳履约成本
— — (145) (1) — 34 (112) — — (112)
调整后毛利率
374 419 695 161 182 — 1,831 (21) (16) 1,794
OM & A (86) (97) (198) (69) (36) (173) (659) 4 — (655)
重新分类和调整：
Brazeau点球
31 — — — — — 31 — (31) —
ERP集成成本
— — — — — 14 14 — (14) —
与收购相关的交易和重组成本
— — — — — 24 24 — (24) —
调整后的OM & A
(55) (97) (198) (69) (36) (135) (590) 4 (69) (655)
税项，除所得税外 (3) (16) (13) (3) — (1) (36) — — (36)
其他营业收入净额 — 10 40 9 — — 59 — — 59
重新分类和调整：
Sundance A退役成本
— — — (9) — — (9) — 9 —
调整后净其他营业收入
— 10 40 — — — 50 — 9 59
经调整EBITDA(2)(3)
316 316 524 89 146 (136) 1,255
股权收益 5
融资租赁收入 14
折旧及摊销 (531)
资产减值费用 (46)
利息收入 30
利息支出 (324)
外汇收益 5
出售资产收益及其他 4
所得税前利润 319
(1)Skookumchuck风力设施已按比例列入风能和太阳能部分。
(2)调整后的EBITDA没有定义，在国际财务报告准则下没有标准化含义，可能无法与其他发行人提出的类似衡量标准进行比较。
(3)在2025年第一季度，我们对调整后的EBITDA构成进行了修正，以排除已实现收益（亏损）对封闭式外汇头寸和澳大利亚利息收入的影响。因此，公司已将这一构成应用于所有先前报告的期间。

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2025年年度报告
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ii.财务状况信息精选综合报表
截至2025年12月31日
水电
风和
太阳能
气体
能源
过渡
能源
市场营销		 企业 合计
PP & E 514  3,223  1,664  163  —  101  5,665 
使用权资产 8  88  5  —  —  10  111 
无形资产 14  113  79  3  1  33  243 
商誉 258  177  51  —  30  —  516 
截至2024年12月31日
水电
风和
太阳能
气体
能源
过渡
能源
市场营销		 企业 合计
PP & E 501  3,428  1,805  206  —  80  6,020 
使用权资产 7  96  6  —  —  11  120 
无形资产 3  133  108  4  3  30  281 
商誉 258  178  51  —  30  —  517 
iii.选定的合并现金流量表信息
非流动资产增加情况如下：
截至2025年12月31日止年度
水电
风和
太阳能
气体
能源
过渡
能源
市场营销		 企业 合计
非流动资产增加：          
PP & E
50  57  106  9  —  27  249 
无形资产
—  —  —  —  —  11  11 
截至2024年12月31日止年度
水电
风和
太阳能
气体
能源
过渡
能源
市场营销		 企业 合计
非流动资产增加：
PP & E(1)
64  97  100  13  —  37  311 
无形资产(1)
—  —  —  —  —  10  10 
(1)不包括可归因于2024年12月4日收购Heartland的新增交易。
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C.地理信息
一、收入情况
截至12月31日止年度 2025 2024
加拿大 1,759  2,009
美国 497  676
西澳大利亚州
149  160
总收入 2,405  2,845
ii.非流动资产
物业、厂房及
设备		 使用权资产 无形资产 其他资产
截至12月31日 2025 2024 2025 2024 2025 2024 2025 2024
加拿大 3,624  3,828 39  41 149  170 73  85
美国 1,677  1,852 67  74 70  86 24  36
西澳大利亚州
364  340 5  5 24  25 59  58
合计 5,665  6,020 111  120 243  281 156  179
38.后续事件
收购Far North
2026年2月2日，公司从Hut 8 Corp.的关联公司收购了Far North Corporation（Far North）的所有已发行和流通普通股（Far North Acquisition）。此次Far North收购包括Far North及其子公司在安大略省的全部业务运营，包括四个总计310兆瓦的天然气发电设施。此次收购完成，总购买价格为9500万美元，可能会受到营运资金和其他调整的影响。远北收购的资金来自手头现金和公司信贷额度的组合。
远北收购事项将使用收购方法作为业务合并入账，其中
所收购的有形资产和无形资产（如有）以及承担的负债按其在收购日的估计公允价值入账。任何低于或超过购买价格的金额将分别作为商誉或议价购买收益列报。
远北方拟承担的可辨认资产和负债的公允价值及应用购置会计的影响尚未完全确定。由于收购日期与公司合并财务报表发布日期相近，初步购买价格分配将在截至2026年3月31日止三个月的合并财务报表中披露。


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