文件

EX-99.2 3 a2024q3-exhibit992xmdahfs.htm EX-99.2 Q3 2024 MD&A 文件

管理讨论与分析

Algonquin Power & Utilities Corp.（「AQN」、「公司」或「企业」）的管理层已就截至2024年9月30日的三个月和九个月财务结果准备了以下讨论和分析，以便协助证券持有人了解。应阅读这份管理讨论与分析（「MD&A」）和AQN的截至2024年9月30日的三个月和九个月的未经审核的暂时简明合并财务报表，以及2023年和2024年12月31日结束的AQN年度合并财务报表。此资料可在SEDAR+网站上获得，网址为 www.sedarplus.com，在EDGAR上，网址为 www.sec.gov/edgar，并可在AQN网站www.algonquinpower.com上查阅。有关AQN的更多资讯，包括最新的年度信息表（「AIF」），可在SEDAR+上查找 www.sedarplus.com 并在EDGAR上。 www.sec.gov/edgar.

内容


解释说明			2
关于前瞻性陈述与前瞻性资讯			3
关于非通用会计原则之注意事项			4
概观与业务策略			7
重要更新			10

2024年第三季度营运业绩结果			11
2024年至今营运业绩结果			13
2024年第三季度和至今年度净收益摘要			15
2024年第三季度和至今年度调整后的EBITDA摘要			16

受规管的服务集团			17

企业集团			28
水力集团			28
AQN：其他费用			29
在2062年第四季度开始，公司停用能源业务。			31
非通用会计原则财务指标			34

物业、厂房及设备支出摘要			37
流动性和资本储备			38
股份报酬计划			40

企业风险管理			41
季度财务资讯			47

披露控制与程序			48

重要的会计估计和政策			48



Algonquin Power及Utilities Corp. - 管理层讨论及分析			1

解释说明

除非另有说明，截至2024年9月30日和2023年三个月及九个月的财务信息已按照美国通行的会计准则准备（"美国通行的会计准则"）。因此，公司的财务信息可能与其他以不同基础提供财务信息的加拿大公司的财务信息不可比较。

除特别注明外，所有金额均为美元，除非另有说明。我们将以"C$"标明以加拿大元计的金额，并放在金额之前。本管理层讨论及分析中的某些金额可能因四舍五入而无法加总。

本文中使用的大写术语如无其他定义，应参照公司最近的AIF所赋予的含义。

本文件中使用"费率基础"一词。费率基础是一项特定于费率管制公用事业的衡量标准，并非旨在代表任何按美国通行的会计准则定义的财务衡量标准。该衡量标准由公司的费率管制子公司所在管辖区域的监管机构使用。该衡量标准的计算可能与其他公司使用的同标题衡量标准不可比较。

可再生能源业务出售

于2024年8月9日，公司与LS Power的全资子公司（“LS买家”）签署协议，将其可再生能源业务（不包括水力）（“可再生能源销售”）出售给该公司，总现金价值最多为25亿美元（视特定结算调整而定），不包括债务，包括结算时现金22.8亿美元及根据有关风力资产的盈利协议最多22000万美元的现金（“盈利协议”）。该销售仍需满足结算条件，包括获得美国联邦能源管委会的批准。公司目前预计交易将于2024年第四季度或2025年第一季度完成，预期净现金收益约为17至18亿美元（不包括盈利协议），扣除非合并建设融资后的税金、交易费用和其他结算调整。这是由于2024年第三季度收购了Carvers Creek 太阳能项目，导致合并了20690万美元的建设债务，公司之前估计的增加。

由于某些项目的建设时间延迟，以及预计将如何实现相关税收权益的机制，上述约定的约15000万美元净收益预计将在2025年底获得。最终的净现金收益金额和时间将取决于其他事项中的第三方同意、某些在建项目的最终建设和最终建设成本以及对这些项目的税额抵充的实现。

公司在2024年第三季度根据最终商业条款的获得、董事会（如下所定义）批准完成该交易及在该季度内签署了销售协议的情况下，达到副厂销账要求，将被出售的可再生能源业务列为“待售” 。因此，可再生能源业务（不包括水力）已被归类为“停业单位” ，适用于当前和比较期间。由于资本支出、第三季度的汇率变化以及计算盈利协议公平价值所用假设的市场变化，公司在2024年第三季度记录了129800万美元的减值损失，这一记录的减值损失主要是由于资本支出、汇率变化和市场变化的行为之结果。然而，最终出售可再生能源业务（不包括水力）的亏损将取决于其他事项中的与进行中的资产相关的未来资本支出的时间和金额、对某些项目的税收抵充的实现稳定值和其他结算调整。

已停业的业务作为一个独立部门运营，对规管服务集团营运部门的营运没有影响，除了共享某些企业支援功能并从企业债务和股权融资中受益。此管理层讨论及分析反映持续营运的结果，除非另有注明。

除非有另外注明，此管理层讨论及分析系根据截至2024年11月7日管理层可取得之资讯。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			2

关于前瞻性陈述和前瞻性资讯的警语

本文件可能包含构成加拿大各省和地区适用证券法律及各省地政策、规例和法规下具有"前瞻性资讯"含义的声明或根据1995年美国私人证券诉讼改革法 (总称为"前瞻性资讯")的"前瞻性陈述"。"旨在"、"预期"、"相信"、"预算"、"可能"、"估计"、"预期"、"预测"、"打算"、"可能"、"计划"、"项目"、"时间表"、"应"、"将"、"会"、"试图"、"追求"、"目标"(和相关术语的文法变化)及类似表达通常旨在识别前瞻性资讯，尽管并非所有前瞻性资讯都包含这些标识字。本文件中具体的前瞻性资讯包括但不限于以下声明：预期的未来增长、收益和营运结果；可再生能源出售及预期对公司的影响，包括关于出售的时间、所得以及将记录的最终减值损失的预期；公司的集成客户解决方案技术平台；流动性、资本资源和营运需求；资金来源，包括信贷额度的充足性和可用性、营运现金流、资本市场融资和资产回收或资产出售计划；正在进行以及计划的收购、处分、项目、计划或其他交易，包括对时间、成本、所得、融资、结果、所有权结构、法规事项、投产日期和完工日期的预期；融资计划；对未来宏观经济条件的预期；对公司企业发展活动以及结果的预期；对法规性听证会、动议、申请和批准的预期，包括费率审查的时间、影响和结果；对未来债券赎回的期望；公司能源设施未来发电、容量和生产的预期；关于未来资本投资的预期，包括预期的时间、投资计划、资金来源和影响；资本管理计划与目标；对法律索赔和争端结果的预期；策略和目标；股东的股息；对未来"绿色船队"倡议的预期；信用评级和来自评级机构的资本信用；对债务偿还和再融资的期望；实际或拟议法律、法规和规则对公司的影响，包括皆适用的EIFEL规则和GMTA(各自定义如此)的预期影响；客户使用变化对规管服务集团收入的预期影响；会计估计；利率，包括其增加的预期效果；融资成本；以及汇率。所有前瞻性资讯根据适用证券法"安全港"条款给予。

所包含的前瞻信息中所包含的预测和预测是基于某些因素或假设，其中包括但不限于：获得适用的监管批准和要求的利率决定；未收到任何重大不利的监管决定并预期监管稳定；没有任何重大设备故障或失效；能够以商业上合理的条件获得融资（包括用于美国联邦税收抵免的税收资本贷款和自获利交易）；公司及其子公司信用评级稳定；没有出人意料的重大负债或无保险损失；商品供应持续可用并商品价格稳定；利率未增加或有重大汇率波动；没有重大运作、财务或供应链中断或责任，包括与进口管制和关税有关；持续维持系统和设施以确保其持续运作能力；未出现一个严重和持久的总体经济、信贷、社会或市场情况大幅下滑；新项目成功且及时的开发和建设；拟收购预计时间实质上符合会计的未决收购的物品；没有资本项目或融资成本超支；充足的流动性和资本资源；长期天气模式和趋势的持续；没有重大交易对手的拖欠；与其他能源来源相比，电价具有持续竞争力；实现公司收购和合资企业预期收益；法律、政治条件、政府公共政策和指导无重大不利影响公司变化之缺乏；获取和维护牌照和许可的能力；保持足够的保险覆盖；市场能源价格没有重大波动；与税务机构的争议或适用税法的变更之缺乏；信息技术基础设施的持续维护以及没有重大的网络安全漏洞；成功实施和运营新信息技术系统和基础设施；与外部利益相互关系良好；良好的劳工关系；公司能够成功整合新收购的实体并在交易完成前对这些实体没有任何重大不利变化；被收购实体未披露的负债；该等实体将维持与相关监管机构之建设性关系的能力；公司能够保留所收购实体的关键人员及这些员工的价值；在向公司提供与任何收购有关的过渡服务期间，卖方的业务和事务没有不利变化；公司能够在任何收购完成后满足其负债并履行其债务支付义务；公司能够成功执行未来「绿化机队」倡议；以及公司能够实现可再生能源出售并从中获得预期的收益。

本文件内包含的前瞻性信息受到风险、不确定性和其他因素的影响，可能导致实际结果与历史结果或预期的前瞻性信息有显著不同。可能导致结果或事件与目前期望有显著不同的因素包括但不限于：一般经济、信贷、社会或市场环境的变化；客户能源使用模式和能源需求的变化；



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理讨论和分析			3

能源市场流动性减少；全球气候变化；承担环境责任；自然灾害、疾病、大流行病、公共卫生紧急事件和其他不可抗力事件以及由此产生的附带后果，包括经济活动中断、资本和信贷市场的波动以及立法和监管应对措施；重要设备故障或失效；供应链中断；实施进口管制或关税；信息技术基础设施故障；未能成功实施和运营，以及新信息技术系统和基础设施相关的成本超支和延误；物理安全漏洞；关键人员流失和/或劳资纠纷；季节性波动和天气条件变化的变动性；因技术发展对电力、天然气和水的需求下降；依赖第三方拥有和营运的传输系统；涉及土地使用权和进入公司设施的问题；恐怖袭击；商品和能源价格波动；资本支出；依赖子公司；未经保险损失；信贷评级下调；融资成本增加或存取信贷和资本市场受限；通胀；利率上升和波动以及未能管理信贷和金融工具风险敞口；货币汇率波动；由于现有信贷协议中的契约约束而受到金融灵活性限制；无法按有利条件再融资到期债务；与税务机构冲突或适用税法改变；未能识别、收购、开发或及时投入使用项目以最大程度利用税收优惠的价值所需；对福利后期福利计划作出大于预期的贡献要求；交易对手违约；关于资产退役义务的错误假设、判断和/或估计；未能保持必要监管授权；适用法律和法规的变更或未遵守法律法规；合规计划失败；未能识别有吸引力的收购或发展候选人以实施公司的增长战略所需的；未能处置资产（以竞争性价格或完全）以筹集公司运营和增长计划的资金；设计和工程项目的延误和成本超支；关键客户流失；未能完成或实现收购或合资企业预期收益；亚特兰蒂卡（如此定义）或第三方合资伙伴采取违背公司利益方式行事；亚特兰蒂卡普通股市值下降；设施被政府实体征用或被采取其他措施；外部利益相关者行动对公司利益不利；公司普通股价格和流动性波动；公司普通股和其他证券价格波动；在进行有关待定收购或增长策略带来重大压力的情况下放在公司的重压；公司正在收购的任何实体不披露的责任可能；完成待定收购所需时间长度的不确定性；未能实施公司的战略目标或实现与收购、处置或其他举措相关的预期益处，包括关于可再生能源出售的;

本文件所含的前瞻性信息（包括任何财务展望）仅供读者了解公司及其业务、运营、风险、财务业绩、财务状况和资金流动性的目的，截至和为所示期间，并提供关于管理层目前期望和计划的信息，涉及未来，读者应留意，此类信息可能不适用于其他目的。本文件所含的前瞻性信息截至本文件日期，且基于管理层于本次日期的计划、信念、估计、预测、期望、意见和假设。不能保证前瞻性信息将被证明为准确，因为实际结果和未来事件可能与此类前瞻性信息中预期的有重大差异。因此，读者不应过度依赖前瞻性信息。尽管随后的事件和发展可能导致公司的观点发生变化，公司不承担更新任何前瞻性信息或解释随后实际事件与该前瞻性信息之间的实质差异的任何义务，除非适用法律要求。本文件所含的所有前瞻性信息均受这些警语陈述所限制。

关于非GAAP措施的注意事项

AQN使用多项财务指标来评估其业务线的业绩。有些指标是根据美国通用会计准则计算的，而其他指标则不符合美国通用会计准则的标准化含义。这些非GAAP指标包括非GAAP财务指标和非GAAP比率，均依据加拿大国家工具52-112中的定义计算。AQN计算这些指标的方法可能不同于其他公司使用的方法，因此可能无法与其他公司呈现的类似指标进行比较。非GAAP和其他财务措施披露。AQN计算这些指标的方法可能不同于其他公司使用的方法，因此可能无法与其他公司呈现的类似指标进行比较。

本管理层讨论与分析中常用的「调整后净收益」、「调整后息税折旧及摊销前利润」（「调整后EBITDA」）、「调整后营运资金」和「净公用事业销售」等术语是非普遍公认会计原则（non-GAAP）的财务指标。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析

本管理层讨论与分析中会详细解释这些非普遍公认会计原则财务指标，并分别与最为直接可比的美国公认会计原则（U.S. GAAP）指标进行调整。此外，「调整后净收益」在本管理层讨论与分析中以每普通股的基础呈现。调整后净收益每普通股为非GAAP比率，其计算方式为将调整后净收益除以适用期间内的加权平均普通股份数。

AQN不提供前瞻性非GAAP财务指标的调解，因为AQN无法提供有意义或准确计算或预估调解项目的资讯，且未能在不合理的努力下获取该等资讯。这是由于预测尚未发生、超出AQN控制范围或无法合理预测的各种事件的时间或金额的困难性，而这些事件将影响最为直接可比的前瞻性U.S. GAAP财务指标。出于同样原因，AQN无法处理这些不可用信息的可能重要性。前瞻性非GAAP财务指标可能与对应的U.S. GAAP财务指标存在重大差异。

与2023年9月30日结束首九个月的AQN管理层讨论与分析相比，调整后EBITDA的组成已变更，包括与企业行政开支相关的费用，现已纳入营运开支中。此变更是基于这些开支被管理层用于评估每个业务部门的营运绩效。相应的数据已为这种新组成进行了调整。

调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用

调整后的EBITDA是许多投资者用来比较公司赚取现金的能力的非经济盈利指标。AQN使用这些计算来监控AQN所产生的现金金额。AQN使用调整后的EBITDA来评估AQN的营运表现，不考虑（如有适用）：折旧和摊销费用、所得税费用或收回、并购和转型成本（包括与公司可再生能源业务于2023年进行战略审查相关的成本）、特定诉讼费用、利息费用、衍生金融工具的收益或损失、无形资产和财产、厂房和设备的减损、归属于非控制股权的收益，不包括假设清算图示的净资产价值（代表由其美国部分风力发电和太阳能发电设施产生的电所得的税款资产价值），非劳动性养老金和离职后福利成本，与税款权益融资相关的成本，与管理接班和高管退休有关的成本，因税法变更而产生的往期调整成本，与征地程序有关的成本，外汇收益或损失，停业部门的收入或损失，按公平价值计入的投资价值变动，处分资产的收益和损失，在公司未经营的权益法之投资中包含的往期调整以及其他通常非经常性或非寻常项目。AQN调整这些因素，因为它们可能是非现金的、性质不寻常且不是管理层用来评估公司营运表现的因素。AQN认为呈现这个指标将增强投资者对AQN营运表现的理解。公司还单独为其每个营运部门呈献调整后的EBITDA。有关受管服务集团的调整后EBITDA，请参阅与管理接班和高管退休有关的成本，与因税法变更而导致的往期调整成本相关的成本与征地程序相关的成本，外汇收益或损失，停业部门的收入或损失，按公平价值计披露的投资价值的价值变化，处分资产的收益和损失，包括在公司未营运的股权法之投资中包含的前期调整，以及其他通常非一般性或不寻常的项目。因为这些因素可能是非现金的、不寻常的，也不是公司用来评估营运表现的因素，AQN调整了这些因素。AQN相信呈现这个指标将增强投资者对AQN的营运表现的理解。公司还为其每个营运部门分别呈现调整后的EBITDA。有关受管服务集团的调整后EBITDA，请参阅 2024年第三季度和截至本年度监管服务集团调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）在本管理讨论与分析（MD&A）之第 20 页。有关企业集团和水力集团的调整后EBITDA，请参阅企业集团调整后EBITDA 和水力集团调整后EBITDA 以下假设：股价为$ 页面 28 本补充资料中。公司先前将这些分割指标称为"部门营运利润"，并将描述更改为调整后EBITDA，以符合行业惯例。其组成或计算方式未作任何更改。调整后EBITDA并非意味著代表根据美国通用会计准则确定的营运活动提供的现金或运营结果，而且受这些项目正面或负面影响。有关调整后EBITDA与净收益的调节，请参见非通用会计原则财务指标从第 34 本补充资料中。

调整后的净收益

调整后净收益是许多投资者使用的非通用会计准则财务指标，用于比较营运的净收益，其中排除了某些通常无实际经济影响的波动性主要非现金项目，或者被视为与公司营运绩效无直接关联的项目，如收购费用或某些诉讼费用等。AQN使用调整后净收益评估其绩效，排除以下因素的影响（如适用）：外汇收益或损失，外汇远期合约，利率掉期，收购和转型成本（包括与公司可再生能源业务的2023年战略检讨相关的费用），安排税务权益融资的一次性成本，某些诉讼费用和无形资产及财产、厂房及设备的减值，已中止运营的收益或亏损，未实现标记对市场再评估影响，与管理承继和高阶退休相关的成本，由于税法变更导致的前期调整相关成本，与征用程序相关的成本，公平价值所记载投资价值的变动，资产处分的收益和损失，包括公司未操作的股权法投资收益（损失）中包含的前期调整，以及其他通常一次性或不寻常项目，因为这些项目不反映AQN基本业务绩效。AQN认为在此基础上对净收益或亏损进行分析和呈报将增强投资者对其业务营运绩效的理解。调整后净收益并非意味著代表根据美国通用会计准则确定的净收益或亏损，而且受这些



Algonquin Power及公用事业公司-管理层讨论与分析			5

项目。关于调整后净收益与净收益的调和，请参阅非通用会计原则财务指标本管理层讨论与分析(MD&A)的第页 35 的

调整后运营资金

调整后运营资金是投资者用来比较不考虑某些具有通常没有当前经济影响的不稳定项目或被视为与公司营运绩效无直接关系的项目(例如收购费用)的营运活动提供的现金的非美国通用会计原则（GAAP）财务衡量指标。AQN使用调整后运营资金来评估其表现，不受以下影响(如适用)的影响：工作资本余额变动、收购和转型成本、某些诉讼费用、由停止营运提供的或使用的现金、资产处分提供的现金以及其他通常非常发生的影响营运现金的项目，因为这些项目并不反映AQN基础业务的长期表现。AQN认为，根据该基础对基金运营的分析和呈现将有助于投资者对其业务的营运绩效有更好的了解。调整后运营资金不打算代表根据美国通用会计原则确定的营运活动提供的现金，并且可能会受到这些项目的积极或消极影响。有关调整后运营资金与营运活动提供的现金的调和，请参阅非通用会计原则财务指标从本MD&A的第一页开始 36 章节总结之一

净公用程式销售

净公用程式销售是投资者用来识别公用事业收入的非GAAP财务指标，这些收入来自商品成本，如水、天然气或电力，这些商品成本通常作为通过率包含在公用事业客户的费率中。AQN使用净公用程式销售来评估其公用事业收入，无需考虑波动的商品成本，因为这些成本主要由公用事业客户支付。AQN认为，根据此基础上的净公用程式销售的分析和呈现将增强投资者对受监管服务集团的收入产生方式的理解。这不是根据美国通用会计准则确定的收入代表。有关将净公用程式销售调节为收入的调解，请参阅 2024年第三季度和截至当期的受监管服务集团调整EBITDA 在本MD&A的第一页 20 章节总结之一



艾宫新电力与公用事业公司-管理层讨论与分析

概览和商业策略

AQN成立于加拿大《商业公司法》于2024年8月9日生效，继续达成有关可再生能源出售的交易协议后，AQN修改了其可报告的部门，以配合战略重点和内部治理。新的可报告部门与公司评估财务表现和制定有关资源配置的决策方式相符。AQN的业务现在分为三个业务部门，包括：受规管服务集团，主要拥有并运营一系列在美国、加拿大、百慕大和智利的受规管电力、供水和污水收集以及天然气公用系统和传输业务；水力集团，包括未作为可再生能源出售一部分的水力发电业务；以及企业集团，包括企业和服务公司以及公司对Atlantica的投资。对Atlantica的投资未作为可再生能源出售的一部分，但正处于进行中的单独交易中。对Atlantica投资的待售不符合资格作为终止营运的标准，因为其出售并不代表公司的战略转变。因此，现已包括在企业集团内。以前的可再生能源集团营运部门被报告为已中止营运，不再是可报告的部门（参见未经审计的中期简明综合财务报表附注21-业务收购和处分）。公司通过其活动旨在推动盈利和现金流的增长，以支持可持续的股息和股价增值。AQN努力在追求这些目标的同时，也希望保持与其BBb评级的信用评级一致的业务风险概况，并专注于环境、社会和治理因素。

业务结构摘要

下表概述了AQN的主要业务。有关AIF日期的AQN组织结构更详细的描述，包括现已列为“已停止运营”的旧可再生能源集团运营部门，可在最新的AIF中找到。



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受管服务组

受管服务组主要运营著分布在美国、加拿大、百慕达和智利等地的多元化受管公用事业系统投资组合，截至2024年9月30日为止，共为约1,260,000个客户提供服务连接（按每个连接2.5个客户的平均数计算，表示约3,150,000个客户）。受管服务组致力于为客户提供安全、高质量且可靠的服务，并向AQN提供稳定和可预测的收益。除了鼓励和支持其服务区内的有机增长外，受管服务组还可能通过收购其他公用事业系统和追求“绿色化舰队”机会实现长期增长。类型为3,150,000立方克的顾客户）。受管服务组旨在为客户提供安全、高品质和可靠的服务，并向AQN提供稳定和可预测的收入。除了鼓励和支持其服务区内的有机增长外，受管服务组还可能通过收购其他公用事业系统和追求“绿色化舰队”机会实现长期增长。

受管服务组的受管电力配送公用事业系统及相关发电资产位于美国的阿肯色州、加利福尼亚州、堪萨斯州、密苏里州、内华达州、新罕布夏州和奥克拉荷马州，以及位于百慕达的电力客户连接，截至2024年9月30日为止共为约310,000电力客户提供服务连接。该团体还拥有并运营约2.0 GW的发电资产和拥有约0.3 GW的净发电能力的发电资产投资。

Regulated Services Group的受管制供水和污水收集公用事业系统位于美国亚利桑那州、阿肯色州、加利福尼亚州、伊利诺伊州、密苏里州、纽约州和德克萨斯州，以及智利，截至2024年9月30日，共为约575,000户客户提供服务。

Regulated Services Group的受管制天然气分配公用事业系统位于美国乔治亚州、伊利诺伊州、爱荷华州、马萨诸塞州、新罕布夏州、密苏里州和纽约州，以及加拿大新不伦瑞克省，截至2024年9月30日，共为约375,000户天然气客户提供服务。

以下是截至2024年9月30日的九个月中Regulated Services Group按地理区域和商品的收入分析。



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水力集团

水力集团代表未作为可再生能源买卖一部分而不被出售的水力资产（以下称为「水力集团」）。水力集团通过其位于加拿大阿尔伯塔省、安大略省、新不伦瑞克省和魁北克省的14座水力发电设施产生并出售电能，总发电容量约为115兆瓦，净发电容量约为106兆瓦。

企业集团

企业集团主要包括企业和服务公司、企业债务以及公司对Atlantica Sustainable Infrastructure plc（「Atlantica」）的投资（统称「企业集团」）。公司对Atlantica的投资以前包含在原可再生能源集团营运部门中，现在被归类为「已停业营运」。



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重要更新

营运结果

与去年同期相比，AQN的营运成果如下：


（所有金额均为百万美元，除每股资讯外）	截至9月30日的三个月
	2024	2023	变动
来自持续营运的净收益（损失），归属于股东	$49.5	$(174.9)	128%
归属于股东的净收益（亏损），包括已停业运作1	$(1,305.7)	$(174.5)	(648)%
调整后的净收益2	$64.9	$68.6	(5)%
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用2	$264.4	$254.9	4%
持续营运部门每普通股净收益（亏损）	$0.06	$(0.26)	123%
每普通股净收益（亏损），包括已停业运作	$(1.71)	$(0.26)	(558)%
调整后每普通股净收益2	$0.08	$0.10	(20)%


1			2024年9月30日结束的三个月，公司因再生能源业务（除水力外）的资产被归类为待售而负担了129800万美元的减损损失，从而导致净亏损。
2			请查看关于非依照美国通用会计准则的注意事项.

再生能源业务出售

于2024年8月9日，本公司已与LS买家签订协议，出售其再生能源业务（不含水力）。详情请参阅标题为“解释说明” 上述有关再生能源业务出售的补充资料。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			10

2024年第三季度营运结果1


重要财务资讯	截至9月30日的三个月
（所有金额以百万美元为单位，每股信息除外）	2024		2023
营业收入	$	573.2	$	564.8
归属股东的净收益（损失）	49.5		(174.9)


营业活动产生的现金	66.7		132.6
调整后的净收益2	64.9		68.6
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用2	264.4		254.9
调整后的运营资金2	143.3		146.8
向普通股东宣布的股息	50.4		75.6
加权平均股本收益数量	767,237,000		689,055,000
每股

基本净收益（损失）	$	0.06	$	(0.26)

稀释后净收益（损失）	$	0.06	$	(0.26)

调整后的净收益2	$	0.08	$	0.10
向普通股东宣布的股息	$	0.07	$	0.11


1			反映持续营运的结果（见解释说明).
2			请参阅关于非盈利性衡量指标的注意事项。

截至2024年9月30日的三个月内，AQN报告每股基本净收益为0.06美元，对比于2023年同期每股基本净亏损为0.26美元，增加了0.32美元。

2024年9月30日结束的三个月内，股东应占净收益为4950万美元，其中包括来自持续营运的3340万美元净收益以及来自非控股利益的1610万美元HLBV和其他调整项。股东应占净收益主要受到以下因素驱动：

•经进一步讨论后，调整后净收益为6490万美元（请见下文关于非盈利性衡量指标的注意事项）；部分抵销的为：

•其他净损9.5百万美元主要与公司间接子公司持有的Atlantica股份出售相关的成本以及重组成本和其他杂项损失有关。

2023年9月30日结束的三个月中，股东损失为1.749亿美元，包括营运损失1.743亿美元和归属于非控制权益的HLBV和其他调整0.6百万美元。主要原因是：

•进一步讨论的调整后纯利6860万美元（见“警告有关非GAAP措施”）; 请注意有关非GAAP措施的内容); 抵销：

•投资损失以公允价值计量（主要是公司对Atlantica的投资）为183.8百万美元（税后）; 和

•其他净损57.5百万美元（税后），主要原因是Empire Electric关于证券化的4730万美元成本注销。

至2024年9月30日结束的三个月，AQN报告每普通股调整后纯利0.08美元，较2023年同期的每普通股0.10美元下降0.02美元（请注意有关非GAAP措施的警告）。调整后净利润同比下降370万美元（见请注意有关非GAAP措施的警告）。此下降主要受到驱动：

•在受益于百慕达电力公司（"BELCO"）、CalPeco、Empire Electric System、纽约自来水、Pine Bluff和Park Water Systems的新价格实施而Regulated Services集团的营运利润增加了750万美元，抵销了：

•折旧费用增加了1110万美元，主要是由于公司增加的资本投资驱动；并且

•利息费用净增加了300万美元，代表报告的利息支出增加980万美元，主要是由于自2024年6月20日之前由Liberty Development Energy Solutions b.V.（"保利能源开发有限公司"）持有的30650万美元的保证信用额度转变为负债，并因重新分类为债务而产生的利息支出，并抵销了归因于非控制利益的净收入减少。净增加是由于增加的借款以支持增长倡议。



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截至2024年9月30日三个月结束，每股基本净收益和每股调整后净收益，亦受76,909,700股普通股的发行影响，该发行与公司尚未解决的绿色权益单位的购买合同有关（见有关非GAAP措施的注意事项及未经审核的中期简明合并财务报表附注10 股东资本).

截至2024年9月30日三个月结束，AQN 遭遇加拿大与美元之间的平均汇率约为 0.7333 ，较2023年同期的0.7456略高，以及智利披索对美元之间的平均汇率约为0.0011，较2023年同期的0.0012略低。因此，以本地货币计算的任何期间内 AQN 的加拿大或智利实体的收入或费用变异，均受到平均汇率变动对 AQN 报告货币的转换影响。

截至2024年9月30日三个月结束，AQN 的总收入报告为$57320万，较2023年同期的$56480万增加了$8.4百万美元，增幅为1.5%。影响AQN 在2024年9月30日三个月内的收入主要因素如下：


（所有金额以百万美元计）	截至9月30日的三个月
同期比较的收入	$	564.8
受规管服务集团
现有设施
电力：主要是因为通过成本下降。这在一定程度上被帝国电力系统（密苏里州）的更高收入部分抵销，以弥补过去经历的极端冬季暴风雪天气条件所导致的上升成本，以及阿斯伯里发电厂的退役。	(3.1)
天然气：主要是由于较低的通过商品成本。	(9.0)
水：	1.2
其他：	(1.1)
	(12.0)






评级评论
电力：主要原因是在BELCO、CalPeco（加州）和Empire（阿肯色州）电力系统实施新的费率。	12.1
天然气：主要原因是在St. Lawrence（纽约）和Peach State（乔治亚州）燃气系统实施新的费率，以及在EnergyNorth（新罕布夏州）燃气系统实施临时费率。	1.4
水费：主要原因是在纽约（纽约）、Pine Bluff（阿肯色州）和Park（加州）水系统实施新的费率。	8.6
	22.1
汇率期货	(1.9)




水力集团	0.4

企业集团	(0.1)

汇率期货	(0.1)
















当前期间收入	$	573.2



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2024年截至目前营运结果1


关键财务资讯	截至9月30日的九个月
(所有金额均以百万美元计，除每股信息外)	2024		2023
营业收入	$	1,734.7	$	1,818.3
归属股东的净收益（损失）	172.9		(184.3)


营业活动产生的现金	433.6		427.3
调整后的净收益2	186.8		198.2
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用2	790.5		751.4
经调整的营运资金2	434.1		433.5
宣布支付给普通股股东的股息	209.6		226.4
加权平均股本收益数量	719,720,000		688,539,000
每股

基本净收益（损失）	$	0.23	$	(0.28)

稀释后净收益（损失）	$	0.23	$	(0.28)

调整后的净收益2	$	0.25	$	0.28
向普通股股东宣布的股利	$	0.28	$	0.33




1			反映继续营运的结果（见解释说明).
2			请参阅关于非通用会计原则之注意事项。

截至2024年9月30日的九个月内，AQN报告每普通股基本净收益为0.23美元，而2023年同期每普通股基本净亏损0.28美元，增加0.51美元。

2024年9月30日结束的九个月中，归属于股东的净收入为1.729亿美元，包括1.176亿美元的持续营运收入，以及5990万美元由于HLBV和其他调整而归因于非控制权益。归属于股东的净收入主要受到驱动：

•调整后净收入为1.868亿美元，如下所述（参见有关非GAAP措施的警告）；和

•按公允价值计量的投资收益（主要是公司对Atlantica的投资）为2.370万美元；部分抵销：

•其他净损失为1.990万美元，主要与涉及公司间接附属公司出售Atlantica股份相关的法律成本，重组成本和其他杂费有关。

2023年9月30日结束的九个月中，归属于股东的净亏损为1.843亿美元，包括1.867亿美元的持续营运亏损和240万美元由于HLBV和其他调整而归因于非控制权益。主要由以下驱动的归属于股东的净亏损：

•调整后净收入为1.982亿美元，如下所述（请参见有关非GAAP措施的警告）；抵消的是：

•投资以公允价值衡量带来的损失（主要是公司对Atlantica的投资）为2.974亿美元（扣税后）；并

•其他净损失为8060万美元（扣税后），主要原因是Empire Electric部门的4730万美元的抵消出售资产化相关成本。

截至2024年9月30日的九个月，AQN报告普通股每股调整净收益为0.25美元，较2023年同期的每股普通股0.28美元下降了0.03美元（见关于非GAAP财务指标的警告）。调整后的净收益年度同比下降了1140万美元（见关于非GAAP财务指标的警告），主要原因是：

•受新利率实施影响，管制服务集团营运利润增加3200万美元；但抵消的是：

•a net increase in interest expense of $2160万 representing an increase in reported interest expense of $4140万, driven by higher interest rates as well as increased borrowings to support growth initiatives; partially offset by a decrease of $19.2 million in net earnings attributable to the non-controlling interest due to reclassification of the Margin Loan as debt from non-controlling interest; and



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•an increase in depreciation expense of $3310万, driven by additional capital invested by the Company.

For the nine months ended September 30, 2024, basic net earnings per common share and Adjusted Net Earnings per common share were also impacted by the issuance of an aggregate of 76,909,700 common shares in connection with the settlement of the Purchase contracts that were components of the Company’s outstanding Green Equity Units (see Caution Concerning Non-GAAP Measures and Note 10 to the unaudited interim condensed consolidated financial statements - Shareholder's capital).

2024年9月30日结束，AQN平均加元对美元汇率为约0.7351，较2023年同期的0.7433略低，而智利比索对美元汇率平均为约0.0011，较2023年同期的0.0012下降，因此，AQN的加拿大或智利实体的任何本地货币的收入或费用在转换为AQN的报告货币时，均会受到平均汇率变动的影响。

2024年9月30日结束，AQN报告总收入为173470万美元，较2023年同期的181830万美元减少8360万美元，降幅为4.6%。导致AQN 2024年9月30日结束的收入较2023年同期下降的主要因素如下：


（所有金额以百万美元计）	截至9月30日的九个月
比较前期收入	$	1,818.3
受监管服务集团
现有设施
电力：主要由于通过成本降低所致。这在一定程度上被位于蒙大纳州的Empire电力系统（MO）增加的收益部分抵销，以弥补过去在2021年第一季度德克萨斯州和美国中部地区遭遇极端冬季暴风雪条件和Asbury发电厂退役所产生成本的情况。	(28.3)
天然气：下降主要是由于低通过商品成本。	(67.3)
水：增加主要是由于Suralis（智利）水系统通胀率增加机制。	2.5
其他：下降主要是由于百慕达非管制业务活动减少。	(5.2)
	(98.3)






费率检讨
电力：增加主要是由于BELCO电力系统、CalPeco（CA）和Empire（AR）电力系统的新费率实施，以及Granite State（NH）电力系统2023年第二季度的一次性收入，部分抵销了CalPeco（CA）电力系统的追溯性率调整。	7.0
天然气：增加主要是由于St. Lawrence（NY）和Peach State（GA）气体系统的新费率实施，以及EnergyNorth（NH）气体系统的临时费率。	7.1
水：增加主要是由于纽约（NY）、Pine Bluff（AR）和Park（CA）水系统的新费率实施。	9.0
	23.1
汇率期货	(9.5)


HYDRO集团	1.3

企业集团	0

汇率期货	(0.2)
















本期收入	$	1,734.7



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2024年第三季度截至年初净收益摘要

截至2024年9月30日三个月结束时，公司报告股东应占净收益为4950万美元，其中包括来自持续营运的收益3340万美元以及来自非控制利益的HLBV和其他调整1610万美元。2023年同期股东应占净损失为17490万美元，其中包括来自持续营运的损失17430万美元和来自非控制利益的HLBV和其他调整0.6万美元。来自持续营运的股东应占净收益增加了22440万美元，增幅为128.3%。

截至2024年9月30日九个月结束时，公司报告股东应占净收益为17290万美元，其中包括来自持续营运的收益11760万美元以及来自非控制利益的HLBV和其他调整5520万美元。2023年同期股东应占净损失为18430万美元，其中包括来自持续营运的损失18670万美元和来自非控制利益的HLBV和其他调整24万美元。来自持续营运的股东应占净收益增加了35720万美元，增幅为193.8%。

下表概述了2024年9月30日结束的三个和九个月，与2023年同期相比，归属于股东的净收益（损失）的变化。


归属于股东的净收益（损失）变化	三个月结束			九个月结束了
	九月三十日			九月三十日
（所有金额单位为百万美元）	2024			2024
归属于股东的净亏损 - 前期余额	$	(174.9)		$	(184.3)
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用1	9.5			39.1
折旧与摊提	(11.1)			(33.1)
汇率期货	(3.4)			4.6
利息费用	(9.8)			(41.4)
投资净值变动按公允价值计量	214.0			356.5
其他净损失	64.7			91.5

养老金和职后非服务成本	1.9			4.8
衍生金融工具的收益	(0.4)			(3.4)
所得税支出	(47.2)			(83.3)




归属于非控制权益的净收益，不包括HLBV	6.2			21.9
归属于股东的净收益-当期结余	$	49.5		$	172.9

净收益（损失）变动（$）	$	224.4		$	357.2
净收益（损失）变动（%）	128.3		%	193.8		%


1			请参阅关于非依照通用会计准则衡量财务表现的注意事项.

截至2024年9月30日的三个月内，营运活动提供的现金总额为$6670万，而在2023年同期则为$13260万，主要是由于工作资本项目变动所致的$3580万，相较而言减少了$6590万（详见未经审计的简明综合财务报表附注19- 非现金营运项目以及从股权投资收到的分配额(扣除收入)减少了1620万美元。截至2024年9月30日的三个月，调整后来自营运活动的资金总额为14330万美元，而在2023年同期的调整后营运活动资金为14680万美元，减少了350万美元（详见警告：有关非GAAP措施).

在截至2024年9月30日的九个月内，来自营运活动的现金总额为43360万美元，较2023年同期的42730万美元增加了630万美元，主要是由于工作资本项目变动的3360万美元（详见未经审核的中期简明合并财务报表附注19- 非现金营运项目抵销自股权投资收到的分配额(扣除收入)增加了1620万美元在截至2024年9月30日的九个月内，调整后来自营运活动的资金总额为43410万美元，相较于2023年同期的调整后营运活动资金43350万美元，增加了60万美元（详见警告：有关非GAAP措施).



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2024 Third Quarter and Year-to-Date Adjusted EBITDA Summary

Adjusted EBITDA for the three months ended September 30, 2024 totaled $26440万 as compared to $25490万 during the same period in 2023, an increase of $950万 or 3.7% (see Caution Concerning Non-GAAP Measures). Adjusted EBITDA for the nine months ended September 30, 2024 totaled $79050万 as compared to $75140万 during the same period in 2023, an increase of $3910万 or 5.2%. The breakdown of Adjusted EBITDA by the Company's main business units and a summary of changes are shown below.


	三个月结束					九个月结束了
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用1 按业务单位	九月三十日					九月三十日
（所有金额以百万美元计）	2024			2023		2024			2023
调整后的管制服务组营业利益（EBITDA）1	$	236.2		$	228.7	$	706.0		$	674.0
调整后的水力集团营业利益（EBITDA）1	7.1			6.5		21.0			19.5
调整后的企业集团营业利益（EBITDA）1	21.1			19.7		63.5			57.9
总AQN调整后EBITDA1	$	264.4		$	254.9	$	790.5		$	751.4
调整后EBITDA变动1 ($)	$	9.5				$	39.1
调整后EBITDA变动1 (%)	3.7		%			5.2		%


调整后EBITDA变动1 细项分析	2024年9月30日结束的三个月
（所有金额为以百万美元计）	Regulated Services		水电		公司股份		总计
期初余额	$	228.7	$	6.5	$	19.7	$	254.9
现有设施和投资	(13.8)		0.7		1.4		(11.7)

利率审查	22.1		—		—		22.1


外汇影响	(0.8)		(0.1)		—		(0.9)

本期总变动	$	7.5	$	0.6	$	1.4	$	9.5
本期余额	$	236.2	$	7.1	$	21.1	$	264.4


调整后EBITDA变化1 分解	截至2024年9月30日止的九个月
（所有金额皆以百万美元为单位）	受规管的服务		水电		公司股份		总计
期初余额	$	674.0	$	19.5	$	57.9	$	751.4
现有设施和投资	(8.0)		1.5		5.6		(0.9)

汇率审查	43.0		—		—		43.0


外汇影响	(3.0)		—		—		(3.0)

本期变动合计	$	32.0	$	1.5	$	5.6	$	39.1
期末余额	$	706.0	$	21.0	$	63.5	$	790.5


1			请参阅有关非通用会计准则的注意事项.



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受管规服务集团

受管规服务集团截至2024年9月30日，受管规服务集团主要运营著受管规公用事业，为大约1,260,000个用户提供电力、天然气、水务和污水处理服务，相比2023年9月30日大约增加了2,000个用户连接。至2023年9月30日。

受管规服务集团的策略是通过有机增长和收购来发展业务。受管规服务集团认为通过建立建设性的监管和客户关系，以及加强其所在社区的客户连接来实现业务成果最大化。s strategy is to grow its business organically and through acquisitions. The Regulated Services Group believes that its business results are maximized by building constructive regulatory and customer relationships, and enhancing customer connections in the communities in which it operates.


公用事业系统类型	截至9月30日
	2024					2023
(所有金额均以百万美元计)	资产		净公用事业销售1		总客户连接数2	资产		净公用事业销售1		客户总连接数2
电力	5,374.5		690.9		310,000	5,086.9		664.5		309,000
天然气	1,883.5		261.8		375,000	1,769.0		258.2		375,000
供水和废水	1,743.7		287.1		575,000	1,630.8		285.0		571,000


其他	146.2		38.3			311.0		39.8
总计	$	9,147.9	$	1,278.1	1,260,000	$	8,797.7	$	1,247.5	1,255,000

累计递延所得税负债	$	803.3				$	728.7


1			2024年9月30日及2023年九个月结束时的净公用事业销售。请参阅请注意非依照通用会计准则之衡量指标。.
2			总客户连接数代表所有活动和空置客户连接的总和。

受规管服务集团按公用事业系统类型（电力、天然气、水务和污水系统）汇总其公用事业运营绩效。

电力配电系统由受规管的电力配电公用事业系统组成，截至2024年9月30日在美国加州、新罕布什尔州、密苏里州、堪萨斯州、奥克拉荷马州和阿肯色州，以及百慕达共达约 310,000 位客户连接。

天然气配气系统由受规管的天然气配气公用事业系统组成，截至2024年9月30日在美国新罕布什尔州、伊利诺伊州、爱荷华州、密苏里州、乔治亚州、麻萨诸塞州和纽约州，以及加拿大新不伦瑞克省共达约 376,000 位客户连接。

水务和污水配送系统由受规管的供水配送和污水收集公用事业系统组成，共服务约 574,000 截至2024年9月30日，在美国的阿肯色州、亚利桑那州、加利福尼亚州、伊利诺伊州、密苏里州、纽约州和得克萨斯州，以及智利，客户连接总数。



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2024年第三季和年度至今使用状况结果


电力配电系统	截至9月30日的三个月		截至9月30日的九个月
	2024	2023	2024	2023
该期间内的平均活跃电力客户连接数
住宅	263,600	263,000	263,400	262,700
商业与工业	43,100	42,800	43,000	42,700
该时期活跃的总平均电动用户连结数	306,700	305,800	306,400	305,400

客户用量（千瓦时）
住宅	810.9	777.2	2,194.5	2,106.4
商业与工业	975.0	1,075.5	2,821.0	2,917.8
总客户用量（千瓦时）	1,785.9	1,852.7	5,015.5	5,024.2

截至2024年9月30日三个月的电配系统用量总计为1,785.9千瓦时，较2023年同期的1,852.7千瓦时减少 66.8千瓦时，降低了3.6%电力消耗减少主要是帝国电力系统不利天气所致。

截至九个月结束时 2024年9月30日，电力分配系统的使用总量为5,015.5亿瓦时，与2023年同期的5,024.2亿瓦时相比，下降了 8.7 亿瓦时或 0.2%电力消耗减少主要是帝国电力系统不利天气所致。

X％的我们的租赁（按年租赁收入计）提供了对资本支出的回收。 47% 受监管服务组织电力配送系统的收益不太可能受到客户使用变化的影响，因为它们受到体积解耦或代表固定费用计费。


天然气配送系统	截至9月30日的三个月		截至9月30日的九个月
	2024	2023	2024	2023
该时期的平均活跃天然气用户连接数
住宅	320,700	319,100	323,000	321,500
商业与工业	39,600	39,400	39,900	39,900
该时期的总平均活跃天然气用户连接数	360,300	358,500	362,900	361,400

用户使用量（MMBTU)
住宅	1,162,000	1,249,000	14,829,000	14,464,000
商业与工业	2,451,000	2,411,000	15,187,000	15,321,000
客户总用量（MMBTU）	3,613,000	3,660,000	30,016,000	29,785,000

截至2024年9月30日的三个月内，天然气配气系统的用量总计为3,613,000 MMBTU，较2023年同期的3,660,000 MMBTU减少 47,000 MMBTU，下降了1.3%。

截至2024年9月30日的九个月内，天然气配气系统的用量总计为30,016,000 MMBTU，较2023年同期的29,785,000 MMBTU增加 231,000 MMBTU，增加了 0.8%。增加主要是由于在Peach State Gas System遇到较冷的天气和EnergyNorth Gas System出现客户增长。

受管制服务集团天然气配气系统约86%的收入预计不会受到客户用量变化的影响，因为它们受体积解耦或固定收费帐单的影响。



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水和废水分配系统	截至9月30日的三个月		截至9月30日的九个月
	2024	2023	2024	2023
期间内平均活跃客户连接数
废水客户连接数	55,700	55,700	55,700	55,500
供水客户连接数	510,900	505,300	509,600	504,300
该期间内总平均活跃客户连接数	566,600	561,000	565,300	559,800

提供的加仑数（百万加仑）
处理的废水	903	878	2,753	2,639
提供的水	11,471	12,671	29,544	30,890
总提供的加仑数（百万加仑）	12,374	13,549	32,297	33,529

截至2024年9月30日的三个月，供水和污水分配系统向客户提供了约1147100万加仑的水，处理了约90300万加仑的废水。与2023年同期提供的1267100万加仑的水和处理的87800万加仑的废水相比，总提供的加仑数减少了120000万，或9.5％，而总处理的加仑数增加了2500万，或2.8％。水量减少主要是由于2023年第三季度纽约水系统的一次性计费调整。污水处理量的增加主要是由于 Litchfield Park水系统开设了一座新的污水处理厂。

截至2024年9月30日的九个月，供水和污水分配系统向客户提供了约2954400万加仑的水，处理了约275300万加仑的废水。与2023年同期提供的3089000万加仑的水和处理的263900万加仑的废水相比，总提供的加仑数减少了134600万，或4.4％，而总处理的加仑数增加了11400万，或4.3％。水量减少是由于2023年前三季度纽约水系统的一次性计费调整。污水处理量的增加主要是由于客户增长和 Litchfield Park水系统开设了一座新的污水处理厂。

受管制服务集团水和污水分配系统约50％的收入不受客户用量变化影响，因为它们受容量解耦合影响或代表固定费用的计费。



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2024年第三季度及至今受规管服务部门调整后息税前利润(EBITDA)


	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
(所有金额单位均为百万美元)	2024		2023		2024		2023
营业收入
受规管的电力配送	$	361.4	$	354.3	$	971.5	$	998.5
减少：购买受管制电力	(100.9)		(110.1)		(280.6)		(334.0)
净公用事业销售 - 电力1	260.5		244.2		690.9		664.5
受管制瓦斯分销	65.7		73.0		393.9		453.7
减少：购买受管制瓦斯	(13.2)		(21.6)		(132.1)		(195.5)
净公用事业销售 - 天然气1	52.5		51.4		261.8		258.2
受管制废水回收和分配	124.3		115.3		302.1		298.6
减少：购买受管制水	(6.8)		(5.9)		(15.0)		(13.6)
净公用事业销售 - 废水回收和分配1	117.5		109.4		287.1		285.0

其他收入2	12.4		13.2		38.3		39.8
净公用事业销售1,3	442.9		418.2		1,278.1		1,247.5
营业费用	(231.3)		(209.6)		(654.6)		(635.3)
长期投资收益	7.7		13.7		23.1		33.3
HLBV4	16.9		6.4		59.4		28.5
调整后的EBITDA 1,5	$	236.2	$	228.7	$	706.0	$	674.0


1			请查看有关非GAAP措施的注意事项.
2			请查看第17条注释在未经查核的中期简明综合财务报表中。
3			此表格包含净公用事业销售额与收入的调解。表格的相关部分来自并应与未经查核的中期简明综合业务报表一同阅读。功能与未经查核的中期简明综合业务报表一同。第17条注释在未经查核的中期简明综合财务报表，分部信息". 本补充披露旨在更全面地解释与净公用事业销售相关的披露，并提供有关受管服务集团运营绩效的额外资讯。投资者应注意净公用事业销售不应被解释为是收入的替代。
4			HLBV收入代表受管服务集团在卢宁和绿松石太阳能设施以及Neosho Ridge、Kings Point和North Fork Ridge风力设施期间实现的税收标的价值。
5			本表格包含受管服务集团的调整息税折与税息折之调和。表格的相关部分来源于应与未经审核的期中简明综合营运报表和与未经审核的期中简明综合财务报表一起阅读。第17条注释，」分部信息本补充披露旨在更全面地解释与调整息税折与税息折相关的披露，并提供有关受管服务集团运营绩效的额外资讯。投资者应注意调整息税折与税息折不应被解释为是收入的替代。



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2024年第三季度运营结果

截至2024年9月30日为止的三个月内，受规管服务集团报告收入为55140万美元（其中包括361.4百万美元的受规管电力配送、65.7百万美元的受规管天然气配送和124.3百万美元的受规管废水处理和配送），相较于前一年同期的收入542.6百万美元（其中包括354.3百万美元的受规管电力配送、73.0百万美元的受规管天然气配送和115.3百万美元的受规管废水处理和配送）。

截至2024年9月30日为止的三个月内，受规管服务集团报告调整后的EBITDA为23620万美元，相较于前一年同期的22870万美元（见关于非GAAP措施的警告).

变动要点摘要如下表所示：


（所有金额以百万美元计）	截至9月30日的三个月
前期调整后的EBITDA1	$	228.7
现有设施
电力：增加主要是由于1050万美元的高低价值基础财富收入（由于正常化的风力资源）以及与帝国电力系统（密苏里、堪萨斯、阿肯色、俄克拉荷马）证券化的监管资产回收相关的1000万美元，部分抵消了1290万的不利天气和增加的营运成本。与证券化监管资产相关的增加的调整后EBITDA在净收入方面被增加的监管资产折旧抵消。	7.6
天然气：减少主要与较高的营运成本有关，包括约800万美元与一次性资本化更正相关以及120万美元的呆帐费用增加有关。	(10.9)
水：减少主要是由于较高的营运成本，包括与纽约州水系统价格命令相关的一次性规管资产被撤销的200万美元。	(3.5)
其他：减少主要是由于与帝国（密苏里）电力系统债券证券化相关的监管资产账户利息收入较低。证券化所产生的收益被用于偿还长期债务，导致利息费用减少。	(7.0)
	(13.8)






价格审查
电力：增加主要是由于BELCO、CalPeco（加州）和Empire（阿肯色）电力系统实施新费率。	12.1
天然气：增加主要是由于在St. Lawrence（纽约州）和Peach State（乔治亚州）煤气系统实施新费率，以及在EnergyNorth（新罕布夏州）煤气系统实施暂时收费。	1.4
自来水：增加主要是由于在纽约（纽约州），Pine Bluff（阿肯色州）和Park（加利福尼亚州）自来水系统实施新费率。	8.6
	22.1

汇率期货	(0.8)


当前期调整后EBITDA1	$	236.2


1			请查看对非应计措施的警告.



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2024年至今的营运结果

截至2024年9月30日的九个月中，受管服务集团的收入为1,667.6亿美元（其中包括971.5亿美元的受管电力配电收入、393.9亿美元的受管天然气配电收入和302.1亿美元的受管污水处理和配水收入），相比之下，去年同期收入为1,750.8亿美元（其中包括998.5亿美元的受管电力配电收入、453.7亿美元的受管天然气配电收入和298.6亿美元的受管污水处理和配水收入）。

截至2024年9月30日的九个月期间，受管服务集团报告的调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为7,0600万美元，与前一年同期的6,7400万美元相比（见关于非总管理会计原则的警告).

变化的要点摘要如下表所示：


（所有金额单位为百万美元）	截至9月30日的九个月
之前期间调整后息税折旧及摊销前利润1	$	674.0
现有设施
电力：增加主要是由于HLBV收入增加$3080万，原因是风能资源正常化和与帝国电力系统（密苏里、堪萨斯、阿肯色、俄克拉何马）相关的$2660万证券化规范资产回收，部分抵销不利天气和运营开支增加的$24.1。与证券化规范资产相关的调整后EBITDA的增加，在净收益基础上增加了证券化规范资产折旧。	33.3

天然气：减少主要是由于大部分天然气系统的运营开支增加，其中约$800万与一次性资本化修正相关，坏帐费用约$580万增加。	(24.4)
水：减少主要是由于运营开支增加，其中包括$200万与纽约水系统费率订单相关的一次性法规资产核销。	(7.7)

其他：减少主要是由于与帝国（密苏里）电力系统债券证券化相关的法规资产账户利息收入下降。证券化所得用于偿还长期债务，导致利息支出减少。	(9.2)
	(8.0)






费率评论
电力：增加主要是由于BELCO、CalPeco（加州）和帝国（阿肯色）电力系统实施新资费率，以及新罕布什尔（NH）电力系统的临时资费率，部分抵销2023年第二季度在CalPeco（加州）电力系统实施的递增资费率的一次性收入。	26.9
天然气：增加主要是由于圣罗伦斯（纽约）和靠谱州（乔治亚）燃气系统实施新资费率，以及EnergyNorth（NH）燃气系统的临时资费率。	7.1
水：增加主要是由于纽约（纽约）、Pine Bluff（阿肯色）和Park（加州）水系统实施新资费率。	9.0
	43.0



汇率期货	(3.0)
调整后税前息税折旧及摊销1	$	706.0


1			请查看关于非通用会计原则措施的警告.



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监管程序

2024年代表公司历史上最活跃的收费率案件安排，公司专注于改善其盈利。除已提交的收费率案件外，公司计划在2024年第四季度或2025年上半年在其Empire Electric（密苏里）系统，St. Lawrence Gas System，Litchfield Park水务系统和New England Natural Gas System提出收费率案件。这些收费率案件的提交时机取决于，除其他事项外，公司最近部署的客户解决方案技术平台的成功采用和使用。

以下表格总结了目前在受规管服务集团内进行中、已完成或在2024年生效的主要监管程序。

公用事业

辖区

监管程序类型

费率要求
（百万）

目前状态

完成的费率审查

BELCO

百慕达

总体费率案（"GRC"）

$34.8

于2021年9月30日提出其收益津贴申请，要求2022年增加3480万美元，2023年增加610万美元。2022年3月18日，监管机构（"RA"）批准了每年增加2280万美元的申请，为2022年增至22410万美元和2023年增至22620万美元的收益津贴。RA授权7.16%的报酬率，包括62%的股权和8.92%的权益回报率（"ROE"）。2022年4月，BELCO向百慕达最高法院提出上诉，挑战RA最近的零售电价审查所做的决定。2024年2月23日，百慕达最高法院发出命令，否决了BELCO的上诉。

帝国电力

阿肯色州

GRC

$7.3

于2023年2月14日提出一项申请，要求根据10.25%的ROE和56%的股权比率增加730万美元的收益，分三年逐步实施。在2023年12月7日，阿肯色公共服务委员会发出命令，批准协议，授权基于44%股权比率逐年实施的收入增加530万美元。新费率从2024年1月1日生效。

BELCO

百慕达

GRC

$59.1

2023年10月17日，公司在其收益核准申请中要求2024年和2025年增加5910万美元，费用资本加权平均利润率为10.13%。2024年5月30日，RA发出最终命令，根据7.79%的加权平均资本成本核准2024年和2025年增加3360万美元。新的基本价格于2024年8月1日生效。

纽约自来水

纽约

GRC

$39.7

2023年5月4日，公司提交申请，根据10%的ROE和50%的股权比率，寻求增加3970万美元的收入。2024年5月31日，公共服务部和公司的员工提交了一项联合提议，解决了所有有争议的问题。2024年7月16日，对联合提议进行了证据听证会。2024年8月15日，委员会发出命令，核准了联合提议，并授权三年收入计划中增加3860万美元（第1年2630万美元，第2年610万美元和第3年620万美元）。新价格于2024年9月1日生效，通过一项补偿收费进行回溯至2024年4月1日的收集，该补偿收费将自2024年9月1日至2026年3月31日期间生效。



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公用事业

辖区

监管程序类型

费率申请
（百万）

目前状态

Midstates Gas

伊利诺伊州

GRC

$5.3

在2023年12月20日，公司提出了一项申请，根据10.80%的ROE和54%的权益比率，希望增加530万美元的收入。在2024年4月24日，伊利诺伊商业委员会（“ICC工作人员”）提交证言，建议降低60万美元的费率。在2024年5月16日，公司提交了更新的反驳证言，将其提出的收入增加修正为460万美元。在2024年6月20日，ICC工作人员提交了反驳证言，建议基本费率收入增加210万美元，公司提交了再反驳证言，将其提出的收入增加修正为410万美元。听证会于2024年6月27日举行。在2024年7月25日，ICC工作人员提交了一份法律论点，建议增加310万美元的收入。在2024年10月31日，ICC发布了一份最终法令，批准基本费率收入增加320万美元，相当于22.32%。费率增加反映了批准的回报率为7.54%，其中包括9.90%的ROE和5.60%的长期债务成本率。新费率预计在订单日期后不迟于30天生效。

Midstates Gas

密苏里州

GRC

$13.2

在2024年2月9日，公司提出了一项申请，根据10.80%的ROE和52.92%的权益比率，希望增加1320万美元的收入。在2024年7月18日，密苏里公共服务委员会的工作人员和公共事务律师的办公室（“OPC”）提交了直接证言。工作人员根据50%的权益比率和9.45%的ROE提出了基本收入增加440万美元的建议。 OPC建议了47.5%的权益比率和9.50%的ROE。在2024年8月22日，各方提交了反驳证言。在2024年9月19日，各方提交了再反驳证言。在2024年10月9日，工作人员提出暂停程序安排和证据性听证会的动议，因为各方达成一项解决所有问题的和解协议。各方于2024年10月22日提交了一份条款协议，同意将年度分配收入增加910万美元。在2024年11月6日，委员会一致通过了批准和解协议的投票，并将书面命令随后发布。



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公用事业

辖区

监管程序类型

费率请求
（百万）

目前状态

待定费率审查

Granite State Electric

新罕布什尔州

GRC

$15.5

2023年5月5日，根据10.35%的ROE和55%的权益比率，提交了一项申请，寻求将收入永久增加1550万美元。暂时价格为550万美元，已于2023年7月1日实施。2023年12月13日，能源部（"DOE"）提出动议，要求驳回该案。2024年1月23日举行了一次证据听证会。新罕布什尔州公用事业委员会（"NHPUC"）暂停该案，直至2024年5月15日，以便审慎考虑动议和公司财务信息的第三方审查。2024年4月2日，NHPUC指示公司与DOE和所有其他方共同开发一份相互同意的第三方报告工作范围，最迟于2024年4月15日提交给NHPUC。由于在工作范围上未达成协议，公司提交了第三方报告，结论是在定义公司收入要求方面，提交的定价信息提供了足够的基础，而2023年的会计数据则为公司监管申报提供了足够的基础。2024年4月24日，公司提交了更新后的收入要求，寻求增加1470万美元的收入。2024年4月30日，NHPUC拒绝了提交的第三方报告范围，下令由DOE进行独立审计，并于最迟于2024年5月20日提交程序安排以进行案件的下一阶段，并推迟对DOE驳回动议的裁决。NHPUC将停止延长至2024年9月16日，以评估案件中提出的问题，并要求在2024年8月30日前提交的情况报告。2024年9月30日，公司通知NHPUC各方正在进行和解谈判。各方预计将于2024年11月15日与支持证词一起提交和解协议。2024年10月9日，NHPUC发布了一项程序性命令，安排于2025年1月9日和2025年1月15日举行听证会。



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公用事业

辖区

规定程序类型

费率要求
（百万）

当前状态

EnergyNorth Gas

新罕布什尔州

GRC

$27.5

2023年7月27日，公司根据10.35％的ROE和55％的股本比率提出一项申请，希望增加2750万美元的收入。2023年10月31日，委员会批准了暂时的870万美元率款。临时率款上调时间追溯至2023年10月1日。 2024年2月5日，公司要求NHPUC暂停案件，直到2024年4月12日，以便公司向委员会提供支持收入要求基础的财务信息的第三方审核。2024年2月16日，DOE提出动议，要求解除案件。 2024年3月14日，委员会发出命令，暂停案件，直到2024年6月7日，以便审慎考虑动议，并让公司向NHPUC提供包含在率款申请内的财务信息的第三方审查。 2024年4月17日，公司提交了第三方审查的范围建议。 2024年8月16日，DOE提交了状态更新，通知NHPUC双方讨论解决案件所有问题的全面协议，并打算在Granite State Electric案件达成解决协议后更全面地参与解决协商。

Rio Rico Water＆Sewer、Bella Vista Water、Beardsley Water、Cordes Lakes Water

亚利桑那州

GRC

$5.4

2023年12月28日，公司根据10.95％的ROE和54％的股本比率提出一项申请，希望增加540万美元的收入。 2024年6月26日，亚利桑那州公司委员会批准了公司延长程序计划的请求，并安排于2025年3月24日至28日进行审理。员工和介入者将于2024年12月20日截止提交有关非率设计问题的证词。

Park Water

加利福尼亚州

GRC

$9.3

2024年1月2日，根据9.35%的ROE和57%的资本比率，提交了一项申请，以增加930万美元的收入。2024年7月24日，加利福尼亚公共事业委员会的公共代理办公室提交证言，建议2025年减少240万美元的收入。2024年9月23日，公司提出反驳证言，希望增加900万美元的收入。法律简报预计于2024年12月提交。2024年11月4日，在小型A类水务企业资本成本程序中，加利福尼亚公共事业委员会发布了一份提案，将Park Water的ROE提高至9.57%，须等最终命令的发布。

Apple Valley Water

加利福尼亚州

GRC

$3.1

2024年1月2日，根据9.35%的ROE和57%的资本比率，提交了一项申请，以增加310万美元的收入。2024年7月24日，加利福尼亚公共事业委员会（"加州PUC"）的公共代理办公室提交证言，建议2025年减少390万美元的收入。2024年9月23日，公司提出反驳证言，希望增加290万美元的收入。法律简报预计于2024年12月提交。2024年11月4日，在小型A类水务企业资本成本程序中，加州PUC发布了一份提案，将Apple Valley Water的ROE提高至9.57%，须等最终命令的发布。



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公用事业

辖区

监管程序类型

比率要求
（百万）

当前状态

密苏里州水

密苏里州

GRC

$8.1

于2024年3月13日提交了一项申请，根据10.62%的ROE和52.6%的股权比率，要求增加810万美元的收入。到2024年8月20日，工作人员提交了直接证词，建议根据9.45%的ROE和50%的股权比率，增加每年780万美元的收入。博利瓦市建议增加每年750万美元的收入。到2024年9月27日，各方提交了反驳证词。于2024年10月24日提交了反反驳证词，证据听证会定于2024年11月18日开始。

阿肯色州水公司

阿肯色州

GRC

$2.3

于2024年3月14日提交了一项申请，根据10.62%的ROE和52.5%的股权比率，要求增加230万美元的收入。到2024年8月27日，工作人员提交了建议证词，建议根据9.80%的ROE，将每年收入增加150万美元。到2024年9月24日，公司提交了反驳证词，更新其提议的年度收入增加为180万美元。各方于2024年10月22日提交了反反驳证词，公司的反反驳证词则于2024年10月29日提交。证据听证会定于2024年11月21日举行。

新不伦瑞克省燃气公司

新布伦瑞克

GRC

$1.6

2024年4月15日，根据9.80%的ROE和45%的股权比率，申请增加160万美元的收入。2024年8月16日，公共干预办公室提交证词。2024年9月27日，公司提交反驳证词。2024年10月4日、7日和8日举行了证据听证会。预计董事会将于2024年第四季度做出决定。

CalPeco Electric

加利福尼亚州

GRC

$39.8

2024年9月20日，根据11%的ROE和52.5%的股权比率，申请增加3980万美元的收入。

Empire Electric

密苏里州

GRC

$92.1

2024年11月6日，根据ROE 10％和权益比率53.1％，申请增加收入9210万美元。



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企业集团调整后的EBITDA

与企业集团相关的主要财务信息如下：


2024第三季度和截至目前的企业集团调整后的EBITDA1,2
	三个月结束		九个月结束了
	九月三十日		九月三十日
(所有金额以百万美元计算)	2024	2023	2024	2023

营业收入	0.4	0.4	1.0	1.1
新增：利息、股息、资本收益及其他收益3	23.0	18.3	67.8	57.1
营业费用减少：	2.3	(1.0)	5.3	0.3
公司集团调整后EBITDA1	21.1	19.7	63.5	57.9


1			请查看关于非依据中国会计准则测量基准（Non-GAAP）的注意事项.
2			本表格包含了对企业集团调整后EBITDA与营收的调解。表格的相关部分源自未经查证的暂签合并简报及未经查证的暂签合并财务报表，应一并阅读。与未经查证的暂签合并扩收支票陈述相结合。第17条注释在未经查证的暂签合并的财务报表中，""。分部信息此补充披露旨在更全面解释与调整后EBITDA相关的披露，并提供与企业集团营运绩效相关的额外信息。投资者应注意，调整后EBITDA不应被解释为营收的替代方案。
3			主要包括2024年9月30日及2023年9月30日期间，从阿特兰提卡的股息分别为2180万及2200万。截至2024年9月30日及2023年9月30日期间的九个月内，分别从阿特兰提卡获得的股息分别为6540万和6560万。

HYDRO集团调整后的EBITDA

与HYDRO集团相关的主要财务资讯如下：


2024年第三季度和年初至今HYDRO集团调整后的EBITDA1,2
	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
（所有金额均以百万美元计）	2024		2023		2024		2023




营业收入	$	8.9	$	8.3	$	27.2	$	25.7
减：销售成本 - 水电	—		0.1		0.2		0.4
新增：其他收益	—		0.2		0.8		1.0
减：营运费用	1.8		1.9		6.8		6.8
水电集团调整后EBITDA1	$	7.1	$	6.5	$	21.0	$	19.5


1			请查看关于非GAAP措施的注意事项.
2			此表包含水电集团调整后EBITDA与收入之间的调解。表格的相关部分皆来自并应一同阅读与未经审核的暂编综合损益表一并公布的财务报表项目相关的功能第17条注释在未经审计的暂编综合财务报表中，"分部信息。此附加披露旨在更充分解释与调整后的EBITDA相关的披露，并提供与Hydro集团营运绩效相关的其他信息。投资者应留意，调整后的EBITDA不应被视为替代收入。



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AQN：其他支出


	三个月结束		九个月结束了
	九月三十日		九月三十日
(所有金额单位均为百万美元)	2024	2023	2024	2023
其他费用:

外汇损失	6.3	2.9	3.8	8.3

利息费用	91.4	81.6	274.1	232.7
折旧与摊提	99.4	88.3	296.1	263.0
按公允价值计量的投资价值变动	(1.6)	212.4	(23.7)	332.8
利息、股息、股权及其他收入	(23.0)	(18.3)	(67.9)	(57.0)
养老金及其他离职后非服务成本	3.0	4.9	10.4	15.2
其他净损失	9.5	74.2	19.9	111.4

衍生金融工具的收益	(0.3)	(0.7)	(0.5)	(3.9)
所得税开支（收回）	6.4	(40.8)	33.3	(50.0)

2024年第三季其他费用

截至2024年9月30日的三个月，利息费用总计9140万美元，较2023年同期的8160万美元增加。增加主要是由于增加的借款以支持增长倡议。

For the three months ended September 30, 2024, depreciation expense totaled $9940万 as compared to $8830万 in the same period in 2023.

For the three months ended September 30, 2024, change in investments carried at fair value totaled a gain of $160万 as compared to a loss of $21240万 in the same period in 2023. The Company records certain of its investments, including Atlantica, using the fair value method and accordingly any change in the fair value of the investment is recorded in the consolidated statement of operations (see 附注6 in the unaudited interim condensed consolidated financial statements).

For the three months ended September 30, 2024, pension and post-employment non-service costs totaled $300万 as compared to $490万 in the same period in 2023. The decrease was primarily due to higher expected return on plan assets.

For the three months ended September 30, 2024, other net losses were $950万 as compared to $7420万 in the same period in 2023. The decrease was primarily due to securitization costs related to Empire Electric written off during the three months ended September 30, 2023 of $63.5 million. See 注15 in the unaudited interim condensed consolidated financial statements.

截至2024年9月30日为止的三个月，衍生金融工具的收益总额为30万美元，而2023年同期的收益为70万美元。AQN使用衍生工具来管理商品价格、外汇汇率和利率变动的风险。2024年第三季和2023年主要与利率衍生工具的按市值计算有关。

截至2024年9月30日为止的三个月，所记录的所得税费用为640万美元，而2023年同期所得税收入为4080万美元。所得税费用的增加主要是由于因瑰変投资的公允价值波动带来的税收影响，高收益的税收影响，以及在公司营运所在的各个司法管辖区全球最低税规则实施前提前执行的某些公司间融资安排重组带来的影响。

2024年累计其他费用

截至2024年9月30日为止的九个月，利息支出总额为27410万美元，而2023年同期为23270万美元。这增加主要是由于为支持增长倡议而增加借款，以及将保证金贷款重新分类为债务。

截至2024年9月30日为止的九个月，折旧费用总额为29610万美元，而2023年同期为26300万美元。这增加主要是由于总体财产、设备和设施的提高。

截至2024年9月30日为止的九个月，损益按公允价值计量投资的变动总额为2370万美元，而2023年同期为损失33280万美元。公司采用公允价值方法记录特定投资



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			29

投资，包括Atlantica在内，采用公允价值法进行记录，因此投资公允价值的任何变动均记录在综合损益表中（见附注6 在未经审计的中期简明综合财务报表中)。

截至2024年9月30日止九个月，养老金和雇后非劳务成本总计1040万美元，较2023年同期的1520万美元低。主要是由于计划资产预期回报增加所致。

截至2024年9月30日止九个月，其他净亏损为1990万美元，较2023年同期的11140万美元低。主要是由于与肯塔基电力公司和AEP肯塔基传输公司收购有关的股份购买合同终止造成的4650万美元损失，以及与帝国电力有关的630万美元证券化成本在2023年9月30日止九个月被核销，部分抵消了2023年9月30日止九个月记录的1200万美元条件性利润，该利润源自2020年收购Suralis水系的购买价款解决。请参阅注15 在未经审计的中期简明综合财务报表中。

截至2024年9月30日止九个月，衍生金融工具收益总计50万美元，较2023年同期的390万美元利润低。AQN使用衍生工具来管理对商品价格、外汇汇率和利率变动的风险敞口。2024年9月30日止九个月和2023年9月30日止九个月的收益主要与利率衍生工具的市场定价有关。

截至2024年9月30日止九个月，所记录的所得税支出为3330万美元，较2023年同期的所得税收回5000万美元高。所得税支出增加主要是由于Atlantica投资公平价值波动的税务影响，特定关联资金安排重组在公司所营运的各司法管辖区全球最低税收规则实施前执行所致的影响，以及更高盈利的税务影响。



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DISCONTINUED OPERATIONS：可再生能源集团

除水力外的可再生能源集团，被呈现为已终止营运，产生并出售由其位于美国和加拿大的多样化可再生能源发电和清洁能源发电设施生产的电能。

有关已终止营运的主要财务资讯如下：

截至2024年9月30日三个月结束时，可再生能源集团的设施产生运营收入6630万美元，较去年同期的6000万美元增加。截至2024年9月30日三个月结束时，归属于公司的净亏损为135520万美元，主要由129800万美元作为待售分类损失所驱动。2023年同期的公司净收入为40万美元。

截至2024年9月30日九个月结束时，可再生能源集团的设施产生运营收入24050万美元，较去年同期的21300万美元增加。截至2024年9月30日九个月结束时，归属于公司的净亏损为136700万美元，主要由129800万美元作为待售分类损失所驱动。2023年同期的公司净收入为2660万美元。


2024年第三季度和年初至今已终止营运结果
	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
（所有金额以百万美元计）	2024		2023		2024		2023




营业收入	$	66.3	$	60.0	$	240.5	$	213.0
营业利益（损失）	$	5.2	$	8.1	$	(9.4)	$	8.4



归属于AQN的净收入（亏损）	$	(1,355.2)	$	0.4	$	(1,367)	$	26.6

截至2024年9月30日，再生能源集团的总资产为$347210万，相较于2023年12月31日的$416089.9999999999万，减少了$68880万，主要是由于将资产归类为待售而导致的损失$129800万，部分抵销了在该年收购Shady Oaks II、Sandy Ridge II、New Market Solar和Carvers Creek带来的$32500万。

可再生能源集团的总负债为158160万美元，截至2023年12月31日为139240万美元，包括124910万美元的长期负债，由高级无抵押票据和信贷组成。 18910万美元的增加主要是由于Carvers Creek太阳能设施的建设融资信贷增加了19620万美元所致。此外，可再生能源集团已提供间接担保，代表出资变动实体提供的建设贷款，主要是其在Clearview太阳能项目中的利益，金额为24420万美元。

2024年9月30日结束的三个月中，营运活动使用的现金总额为270万美元，而在2023年同期为营运活动提供的现金总额为4260万美元，下降了3990万美元。在2024年9月30日结束的九个月中，营运活动提供的现金总额为7950万美元，与2023年同期的7870万美元相比，下降80万美元。2024年9月30日结束的三个月和九个月的下降主要是由于营运资金项目的变化所致。


2024年第三季度和截至该日停业业务结余和现金流量
	九月三十日		十二月三十一日
(所有金额以百万美元为单位)	2024		2023




待售资产总额	$	3,472.1	$	4,160.9
与待售资产相关的总负债	$	1,581.6	$	1,392.4



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	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日，				九月三十日，
	2024		2023		2024		2023
现金流提供者（使用者）
营运活动	$	2,718	$	42,628	$	79,501	$	78,670
投资活动	(24,149)		(128,611)		(134,295)		(241,723)

合约义务

Contractual obligations relating to discontinued operations as of September 30, 2024 are shown below:


(all dollar amounts in $ millions)	总计		Due in less than 1 year		Due in 1 to 3 years		到期日为4 至5年		到期后 5年

服务协议	506.3		55.2		106.2		108.6		236.3
资本项目	8.8		8.8		—		—		—
土地权利担保	583.0		11.0		27.3		28.0		516.7
总义务	$	1,098.1	$	75.0	$	133.5	$	136.6	$	753.0

银行授信设施

以下表格说明了截至2024年9月30日与AQN有关的已停止运作的银行授信设施：


	截至2024年9月30日			截至2023年12月31日
（所有金额以百万美元计）	总计			总计
循环授信设施及未承诺信用证设施	$	1,100.0	1	$	1,100.0
借用设施提取的资金。	(303.7)			(262.6)
开立的信用证。	(411.3)			(392.0)
设施下的可用流动性。	385.0			445.4
未动用的非承诺信用状设施。	(189.6)			(214.6)
现金在手	56.7			31.1
总流动性和资本储备。	$	252.1		$	261.9

1 包括60000万美元未承诺独立信用证设施。

截至2024年9月30日，可再生能源集团的50000万美元不幸签发的平均循环信贷设施（“可再生能源信贷设施”）中，已动用30370万美元，并有90万美元未偿还的信用证。可再生能源信贷设施将于2027年7月22日到期。

截至2024年9月30日，可再生能源集团的银行授信额包括为60000万美元的信用证设施（「可再生能源LC 设施」），其中包括25000万美元的非承诺双边信用证设施和35000万美元的非承诺信用证设施。截至2024年9月30日，可再生能源LC设施中有41040万美元的未付款信用证。



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物业、厂房和设备支出摘要

在截至2024年9月30日的三个月内，可再生能源集团的资本支出为28490万美元，而同期2023年的资本支出为5580万美元。2024年第三季度，可再生能源集团的投资主要与购买先前未拥有的Carvers Creek太阳能设施部分有关，以及各种项目的开发和/或建设和现有运营地点的持续维护资本。

在截至2024年9月30日结束的九个月内，可再生能源集团的资本支出为98330万美元，而同期2023年的资本支出为28770万美元。截至2024年，可再生能源集团九个月中的投资主要与Shady Oaks II风力设施、Sandy Ridge II风力设施、New Market太阳能设施和Carvers Creek太阳能设施先前未拥有部分的收购有关，以及各种项目的开发和/或建设和现有运营地点的持续维护资本。



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非普通会计核算财务指标

调整后的EBITDA和净收益调解

以下表格系从合并营运报告中提取，应与合并损益表一同阅读。此附加披露旨在更充分解释有关调整后EBITDA的披露，并提供有关AQN营运绩效的额外资讯。投资者应注意，此数据不应被视为美国GAAP合并净利的替代方案。


	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
(所有金额均为百万美元)	2024		2023		2024		2023
归属于股东的净收益（亏损）	$	(1,305.7)	$	(174.5)	$	(1,194.1)	$	(157.6)
新增（扣除）：
归属于非控股权益的净收益，不包括HLBV	0.8		7.0		4.2		26.1
停业损失（税后）	1,355.2		(0.4)		1,367.0		(26.6)
所得税开支（收回）	6.4		(40.8)		33.3		(50.0)

利息费用	91.4		81.6		274.1		232.7
其它净损失1	9.5		74.2		19.9		111.4




养老金和职龄后非服务成本	3.0		4.9		10.4		15.2

投资的公平价值变动2	(1.6)		212.4		(23.7)		332.8


衍生性金融工具收益	(0.3)		(0.7)		(0.5)		(3.9)


外汇损失	6.3		2.9		3.8		8.3
折旧与摊提	99.4		88.3		296.1		263.0
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用	$	264.4	$	254.9	$	790.5	$	751.4




1			请查看附注15 在未经审核的中期简明合并财务报表中。

2			请查看附注6 在未经审核的中期简明综合财务报表中。



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调整后净收益与净收益的调解

以下表格源自并应该与综合营运表一起阅读。这个补充披露旨在更全面地解释与调整后净收益相关的披露，并提供与AQN营运绩效相关的附加信息。投资者应注意，这个衡量标准不应被视为按照美国通用会计原则对综合净收益的替代。

以下表格显示净收益调解为排除这些项目的调整后净收益：


	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
（所有金额均以百万美元表示，除每股资料外）	2024		2023		2024		2023
归属股东的净收益（亏损）	$	(1,305.7)	$	(174.5)	$	(1,194.1)	$	(157.6)
新增（扣除）：
停业部门亏损（收益）	1,355.2		(0.4)		1,367.0		(26.6)

衍生金融工具的收益	(0.3)		(0.7)		(0.5)		(3.9)


其他净损失1	9.5		74.2		19.9		111.4


外汇亏损	6.3		2.9		3.8		8.3



投资按公允价值计量变动2	(1.6)		212.4		(23.7)		332.8



与上述相关税项调整	1.5		(45.3)		14.4		(66.2)
调整后的净收益	$	64.9	$	68.6	$	186.8	$	198.2
每普通股调整后净收益	$	0.08	$	0.10	$	0.25	$	0.28



1			请查看注15 在未经审计的中期简明综合财务报表中。

2			请查看附注6 在未经审核的揭示的中间综合财务报表中。

截至2024年9月30日的三个月中，调整后的净收益总计 $64.9 百万，相较于2023年同期的调整后净收益为6860万美元，减少了370万美元。

截至2024年9月30日的九个月中，调整后的净收益总计18680万美元，相较于2023年同期的调整后净收益19820万美元，减少了1140万美元。



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从营运活动产生的调整后资金与现金相比，调整后资金从营运活动的调和

下表乃来自并应与综合收益表和现金流量表一同阅读的。本附录性披露旨在更全面解释与调整后资金来自营运活动相关的披露，并提供有关AQN营运表现的额外信息。投资者应注意，此一措施不应被解释为符合美国GAAP下营运活动提供的现金的替代方式。

下表显示现金提供营运活动对从这些项目获取的调整后营运资金的调解：


	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
（所有金额以百万美元计）	2024		2023		2024		2023
营业活动产生的现金	$	66.7	$	132.6	$	433.6	$	427.3
新增（扣除）：
停业营运活动提供(利用)的现金	(2.7)		(42.6)		(79.5)		(78.7)
持续营运的非现金营运项目变动	70.6		34.8		54.6		88.1
停业营运的非现金营运项目变动	8.7		22.0		23.4		(3.2)


持续营运的非控制权益生产基础现金䇄入	—		—		2.0		—





调整后的营运资金	$	143.3	$	146.8	$	434.1	$	433.5

截至2024年9月30日的三个月内，调整后的营运资金总额为14330万美元，较2023年同期的14680万美元的调整后的营运资金减少350万美元。

截至2024年9月30日的九个月内，调整后的营运资金总额为43410万美元，较2023年同期的43350万美元的调整后的营运资金增加60万美元。



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资产、设备和设施支出摘要


	三个月结束				九个月结束了
	九月三十日				九月三十日
(所有金额以百万美元计)	2024		2023		2024		2023
受管制服务集团
费用基底维护1	$	97.4	$	87.4	$	289.5	$	257.1
增长率基数	$	77.4	$	60.1	$	208.3	$	256.9

	$	174.8	$	147.5	$	497.8	$	514.0





水力集团	$	1.7	$	1.6	$	4.9	$	5.0
企业团队	$	0.2	$	0.3	$	0.7	$	0.9



总资本支出	$	176.7	$	149.4	$	503.4	$	519.9


1			维护支出是根据当期折旧费用计算的。

2024年第三季度物业、设施和设备支出

在截至2024年9月30日的三个月内，受管制服务集团的资本支出为17480万美元，相比之下，2023年同期为14750万美元。2024年第三季度受管制服务集团的投资主要与主要取代传输和配电线路、新旧变电站资产的工程、以及关于水、电和天然气系统安全可靠性的倡议有关。

在截至2024年9月30日的三个月内，水力集团的资本支出为170万美元，相比之下，2023年同期为160万美元。2024年第三季度的投资主要与现有运营地点的维修和保养工作有关。

截至2024年9月30日止三个月内，企业集团的营运资本支出为20万美元，较2023年同期的30万美元降低。

2024年至今的物业、厂房和设备支出

截至2024年9月30日止九个月内，受规管服务集团的资本支出为49780万美元，较2023年同期的51400万美元减少。受规管服务集团在2024年至今的投资主要与改造输配电管线、新旧变电站资产的工程以及与电力和天然气系统安全和可靠性相关的倡议有关。

截至2024年9月30日的九个月期间，水力集团的资本支出为490万美元，较2023年同期的500万美元减少。2024年至今的投资主要与现有运营站点的持续维修保养相关。

截至2024年9月30日为止的九个月内，企业集团的维持性资本支出为70万美元，较2023年同期的90万美元降低。



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流动资金和资本储备

AQN具有循环信贷和保函信用设施，以及为受监管服务集团单独设置的信用设施，以管理流动性和营运资本需求（统称『银行信贷设施』）。

银行信贷设施

以下表格列出了截至2024年9月30日为止，AQN及其营运集团可使用的银行信贷设施：


	截至2024年9月30日			截至2023年12月31日
（所有数字以百万美元计）	总计			总计
循环和定期信贷额度	$	3,497.8	1	$	3,642.0
在授信额度/商业票据上提取的资金	(1,556.9)			(2,630.3)
发出的信用证	(49.6)			(77.1)
信贷额度下可用的流动性	1,891.3			934.6
未使用的临时性信用证额度部分	(64.8)			(39.4)
现金在手	64.3			25.1
总流动性和资本储备	$	1,890.8		$	920.3

1 截至2024年9月30日，Suralis和BELCO分别拥有未承诺的独立信用证设施7500万美元和完全动用的期限设施18740万美元（截至2023年12月31日为17650万美元）.

受监管的服务集团

截至2024年9月30日，受监管的服务集团的10亿美元无抵押优先循环信贷设施（“长期受监管服务信贷设施”）未有任何动用，并有3860万美元的信用证未偿还。长期受监管服务信贷设施将于2027年4月29日到期。截至2024年9月30日，受监管的服务集团有14200万美元的票据发行及未偿还。截至2024年9月30日，受监管的服务集团的50000万美元无抵押优先循环信贷设施（“短期受监管服务信贷设施”）未有任何动用和无未偿还的信用证。在季度结束后，短期受监管服务信贷设施于到期日2024年10月25日终止。

截至2024年9月30日，受监管的服务集团的10000万美元无抵押优先循环信贷设施（“百慕大信贷设施”）已动用6540万美元。2024年1月29日，公司修改了百慕大信贷设施，将限额增加2500万美元至10000万美元。百慕大信贷设施将于2024年12月31日到期。

截至2024年9月30日，受监管的服务集团的2500万美元无抵押优先循环信贷设施（“百慕大工作资本设施”）已动用1600万美元。季度结束后，百慕大工作资本设施的到期日延长至2025年6月24日。

截至2024年9月30日，受监管的服务集团的无抵押优先及联合筹资延期动用期限设施（“受监管服务延期动用期限设施”）由于收购自由公共事业（纽约水务）公司而动用61040万美元。在季度结束后，受监管服务延期动用期限设施于2024年10月25日到期日偿还。



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企业集团

截至2024年9月30日，10亿美元的高级无担保循环信用额度（“企业信用额度”）已提取53570万美元，并有800,000美元的未了信用证。企业信用额度将于2028年3月31日到期。

截至2024年9月30日，公司已发行了1,020万美元的信用证，从其7,500万美元的非承诺信用证额度中。

还款16370万美元建设贷款

在2024年7月19日，公司偿还了一笔16370万美元的第三方建设贷款，该贷款是在收购Shady Oaks II Wind Facility剩余50%所有权时承担的，该设施属于已分类为“停业业务”的可再生能源集团。

信用评级

AQN从标准普尔金融服务有限责任公司（“标普”）获得了长期合并企业信用评级BBb，从DBRS有限公司（“DBRS”）获得了BBb评级，从惠誉评级公司（“惠誉”）获得了BBb发行人评级。

Liberty Utilities从标准普尔（S&P）获得BBb的企业信用评级，从惠誉获得BBb的发行人评级，从穆迪投资者服务公司（“穆迪”）获得Baa2的发行人评级。由Liberty Utilities发行的债券从标准普尔获得BBb评级，从惠誉得到BBB+，从穆迪得到Baa2。由Liberty Utilities Finance GP1发行的债券从DBRS得到BBb（高）评级，从惠誉得到BBB+，从标普得到BBb，从穆迪得到Baa2。帝国从标准普尔获得BBb的发行人评级，从穆迪获得Baa1的评级。Liberty Utilities（Canada）LP，加拿大受管制公用事业集团下的母公司，从DBRS得到BBb的发行人评级。由Empire District Bondco, LLC发行的定息率证券化公用事业费率债券（2024年系列A）从标准普尔和穆迪获得AAA（sf）评级。

合约义务

Information concerning contractual obligations from continuing operations as of September 30, 2024 is shown below:


(all dollar amounts in $ millions)	总计		Due in less than 1 year		Due in 1 to 3 years		到期时间为4年持续5年		到期后 5年
偿还债务的本金1,2	$	7,499.4	$	972.7	$	1,659.3	$	1,483.1	$	3,384.3

施工援助的进展	86.0		0.8		—		—		85.2
长期债务的利息2	4,797.0		346.8		556.4		401.9		3,491.9
购买承诺	609.2		609.2		—		—		—
环境义务	44.8		4.1		21.0		1.4		18.3
衍生金融工具：
跨货币利率互换	19.8		0.6		0.9		0.2		18.1

商品合约	1.3		1.2		0.1		—		—
购买电力	216.1		40.9		29.4		25.7		120.1
天然气交付、服务和供应协议	448.9		98.0		107.2		79.7		164.0
服务协议	32.6		18.4		12.0		2.2		—
土地通行权	95.3		3.2		6.6		6.8		78.7

其他义务	4.4		0.9		2.0		1.3		0.2
总债务3	$	13,854.8	$	2,096.8	$	2,394.9	$	2,002.3	$	7,360.8


1			不包括核后的筹资成本、债券优惠费/折价和发行或收购当时的公允价值调整。
2			公司的次级无担保票据分别在2079年和2082年到期。不过，公司目前预期在2029年以前根据相关契约条款行使公司赎回权时偿还此等票据。
3			不包括代表可变利益实体的履约保证和其他承诺。见附注6 在未经审计的中期摘要综合财务报表中。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			39

股权

AQN的普通股在多伦多证券交易所("TSX")和纽约证券交易所("NYSE")以"AQN"为交易代码进行公开交易。截至2024年11月6日，AQN发行并流通的普通股为767,232,124股。

AQN可能发行无限量的普通股。普通股持有人有权领取可能宣布的股息；在普通股持有人会议上每股拥有一票；并在AQN清算、解散或停业时按比例获得AQN剩余财产和资产的份额。所有普通股属于同一等级，享有相同的权利和特权，并不受未来要求或评估的约束。

AQN也被授权发行无限量的优先股，可分为一个或多个系列，包含董事会批准的条款和条件。截至2024年11月7日，AQN有以下优先股流通：

•4,800,000股累积利率重设优先股A系，每年产生6.576%的息，截至2028年12月31日结束的五年期：和

•4,000,000股累积利率重设优先股D系，每年产生6.853%的息，截至2029年3月31日结束的五年期。

宣布2024年第四季度股息为$0.0650 (C$0.0901) per Common Share

The Board has declared a fourth quarter 2024 dividend of $0.0650 per common share payable on January 15, 2025 to shareholders of record on December 31, 2024.

The Canadian dollar equivalent for the fourth quarter 2024 dividend is C$0.0901 per common share.

Changes in the level of dividends paid by AQN are at the discretion of AQN's Board of Directors (the "Board"), with dividend levels being reviewed periodically by the Board in the context of AQN's financial performance and growth prospects.

The previous four quarter U.S. and Canadian dollar equivalent dividends per common share have been as follows:


	Q1 2024		Q2 2024		Q3 2024		Q4 2024		总计
U.S. dollar dividend	$	0.1085	$	0.1085	$	0.0650	$	0.0650	$0.3470
Canadian dollar equivalent	$	0.1468	$	0.1490	$	0.0893	$	0.0901	$0.4752

股息再投资计划

自2023年3月16日起，AQN暂停其股东股息再投资计划（"再投资计划"）供普通股的注册持有人使用。 AQN截至2023年首季股息（于2023年3月31日股东记录日后于2023年4月14日支付），参与再投资计划的股东开始收取现金股息。如果公司选择将来恢复再投资计划，原在再投资计划中注册且在恢复时仍然注册的股东将自动恢复参与再投资计划。

截至2024年9月30日，有168,595,010普通股注册到再投资计划，占总已发行普通股约24%。

分享基于股份的薪酬计划

截至2024年9月30日止九个月，AQN记录了1470万的总股份基础报酬费用，较2023年同期的720万高。报酬费用被记录为未经审核的中期条件综合营业收入表的营运费用的一部分。作为建造成本的股份基础报酬费用的部分可忽略不计。

截至2024年9月30日，尚未认列的非发放股份基础奖励相关的补偿成本为1760万美元，预计将在1.2年的期间内认列。

股票期权计划

AQN设有一项股票期权计划，允许向高级职员、董事、员工和选定的服务供应商授予股票期权。在某些情况下，期权的期限不得超过自授予期权之日起十（10）年。

AQN使用Black-Scholes期权定价模型确定所授予期权的公平价值。估计的期权公平价值，包括估计的放弃效应，以直线基础逐期予以认列为费用。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			40

确保股票期权的授予期间符合授予条件，同时确保截至该日期认列的整个补偿成本至少等于当时获授奖项中已经实现部分的价值。在截至2024年9月30日的九个月内，未向公司高管授予股票期权。个月的美国国库券截至2024年9月30日止九个月内，没有运用股票期权。

截至2024年9月30日，公司股票期权计划已发行并尚未行使的股票期权总数为2,667,725个。

表现和限制性股票单位

AQN发行表现股份单位（"PSUs"）和限制性股份单位（"RSUs"）给部分员工，作为AQN长期激励计划的一部分。截至九个月结束的期间内 2024年9月30日止九个月内，公司发放（含股息）共计2,609,512个PSUs和RSUs给公司员工。奖励根据各协议条款解冻，解冻时间从2024年1月至2027年1月不等。在截至九个月的2024年9月30日内公司结算了412,530个PSUs，其中226,390个PSUs换股为由公司库存发行的普通股，186,140个PSUs和RSUs按其现金价值结算，作为与奖励结算相关的支付所得税扣缴。

截至2024年9月30日，共计5,032,190个PSUs和RSUs经授予并尚未解冻，属于表现和限制性股票单位计划。

董事的推迟股份单位

AQN设有董事延期股份单位计划。根据该计划，AQN的非雇员董事可选择以延期股份单位（“DSUs”）形式收取其年度报酬的全部或部分，并可选择将其余报酬的任何部分以DSUs形式收取。截至2024年9月30日为止的九个月内在2024年9月30日结束的九个月内，公司向公司的非雇员董事发行了173,857个DSUs（包括代表股息的DSUs）。在2024年9月30日结束的九个月内，公司以368,303个DSUs交换了从库房发行的181,374股普通股，并有186,929个DSUs按其现金价值交易，作为与奖励计划结算所涉税款的支付。截至2024年9月30日，董事延期股份单位计划下尚有530,137个尚未结算的DSUs。

奖金延期受限股份单位

公司设有适用于某些员工的奖金延期RSU计划。符合资格的员工可以选择将部分或全部年度奖金支付以RSUs形式取代现金。RSUs提供以普通股结算，因此这些RSUs被视为权益奖励。在2024年9月30日结束的九个月内，公司以641股从库房发行的1,380个奖金延期RSUs交换了，739个奖金延期RSUs按其现金价值交易，作为与奖励计划结算所涉税款的支付。此外，在2024年9月30日结束的九个月内，根据奖金延期RSU计划，公司向公司员工授予了49,000个奖金延期RSUs（包括代表股息的RSUs）。这些RSUs已100％授予。

员工股份购买计划

AQN设有员工股份购买计划（“ESPP”），允许符合资格的员工使用其收入的部分来购买AQN的普通股。AQN根据该计划从库房发行的普通股总数不得超过6,500,000股。在2024年9月30日结束的九个月内 2024年9月30日，公司向员工发行了742,619股普通股作为ESPP计划的一部分。

截至2024年9月30日，在ESPP计划下总共发行了3,853,151股普通股。

企业风险管理

公司面临多项风险和不确定因素，其中部分风险如下所述。以下讨论的风险并非旨在对AQN及其子公司和联属公司所面临或可能面临的所有风险进行全面列举。有关公司所面临风险因素的进一步讨论，请参阅公司在SEDAR+和EDGAR上提供的最新AIF。在任何不一致之处，以下讨论的风险旨在提供先前已披露风险的最新资讯。

财政风险管理

资本市场和流动性风险

截至2024年9月30日，公司长期合并负债约为872500万美元，其中包括债务持有销售的长期债务约124910万美元。公司管理层基于对公司未来业绩的目前预期，认为来自营运现金流、



阿尔冈昆电力与公用事业股份有限公司-管理层讨论与分析			41

根据其信贷设施提供的资金，建议可再生能源和Atlantica的收益，或来自其他未来潜在处置的资产，以及公司能够取得资本市场资金的能力将足以使公司能够融资其运营、执行其业务策略并维持足够的流动性水平。然而，公司预期的收入和资本支出仅为估计。此外，来自业务运作的实际现金流将取决于公司无法控制的监管、市场和其他条件，并可能受到本文所述的风险因素的影响。因此，无法保证管理层对未来业绩的期望将会实现。

公司获取额外债务或股本，或发行其他证券，不论有利条件还是有无预期可能均受以下方面的负面影响：对公司有不良看法、任何不利的财务或业务表现、金融市场干扰、任何金融机构的失败或破产、当前市场观点或看法，或其他公司无法控制的因素。此外，公司有时可能会承担超出长期杠杆目标的负债，而在筹集额外股本或类似证券，或执行必要偿还该负债和维持长期杠杆目标的资产再分配策略之前，或接受其他影响的情况下。任何增加公司杠杆率或将关键信用指标降至阈值以下，可能导致以下结果之一：限制公司为营运资金、投资子公司、资本支出、偿还债务、收购和一般公司或其他目的而获取额外融资的能力；限制公司操作业务的灵活性和裁量权；限制公司宣布股息或保持以前的股息水平的能力；要求公司将部分业务运作的现金流用于偿还现有负债的利息支付，此时该现金流就无法用于其他用途；引起评级机构重新评估或降低公司现有信用评级；要求公司在某些合同和套期保值安排下提供额外担保；使公司面临放贷利率上升的风险；限制公司调整以应对市场变化的能力；使公司面临与竞争对手相比的竞争劣势；使公司容易受到总体经济状况下滑的影响；使公司无法进行对其未来增长战略重要的支出，并要求公司采取包括加速资产再分配的替代融资策略。

公司将需要随著时间重新融资或偿还公司现有的合并负债金额。无法保证公司在必要时能够成功地重新融资其负债，或在需要时能够以符合商业合理条件或根本无法获得额外融资。如果公司无法重新融资其负债或筹集条件不比当前条件不利的额外负债，可能会对公司的现金流和宣告股息或偿还负债的能力产生不利影响。

公司履行债务支付需求的能力将取决于将来产生现金的能力，这取决于许多因素，包括公司的财务表现、债务支付义务、收购、处置和投资活动预期收益的实现，以及营运资本和资本支出需求。此外，公司将来借款以支付未清债务的能力将取决于现有信贷协议及其他协议中条款的履行。如未能履行公司合并负债下的任何约定或义务，可能导致在一个或多个该等工具下发生违约，若未通过或放弃，可能导致公司停止派息并允许加速相关负债。无法保证，如果该负债被加速，公司资产将足够偿还该负债全额。同样无法保证公司将产生足够现金流以支付其未清债务或资助公司流动资金需求。

利率风险

由于增加基础利率和信贷溢价对部分变动利息负债及现有和新信贷协议以及其他债务发行的影响，公司面临著利率风险。利率波动也可能影响获取其他资本形式的成本以及计划中增长计划的可行性。

此外，对于受规管的服务集团来说，由于利率上升所导致的成本可能无法全部或部分收回，而"法规滞后"可能导致受规管的服务集团延迟收取可收回的任何此等成本的时间。利率上升还可能对开发项目、收购、处分和能源设施的经济产生负面影响，特别是在进行项目融资续约或安排时。

因此，利率波动可能会大幅增加公司的融资成本，限制公司的融资或投资选择，并对其营运结果、现金流量、关键信用指标、借款能力和实施业务策略产生不利影响。

截至2024年9月30日，约有88%的债务由AQN及其子公司负责。由于这些债务中有固定利率，因此这些债务在短期时间范围内不受重大的利率风险影响。 AQN及其子公司所持的债务中，截至2024年9月30日，约有88%的债务由AQN及其子公司负责。由于这些债务中有固定利率，因此这些债务在短期时间范围内不受重大的利率风险影响。由于Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理讨论和分析



根据金额的未偿余额截至2024年9月30日，利率变动的贷款利息支出影响如下:			42

受变动利率影响的借款可能在月、季度和年度之间发生显著波动。AQN的目标是保持最少85%的固定利率债务。因此，公司不时对其变动利率借贷进行利率风险避险。

根据截至2024年9月30日的未偿金额，利率变动对变动利率贷款的利息支出影响如下:

•企业信贷设施采用变动利率制，截至2024年9月30日尚有$53570万未偿还。因此，若可变利率上升或下降100基点，将使利息支出每年增减$540万；

•长期受监管服务信贷设施采用变动利率制，截至2024年9月30日无任何未偿还金额。因此，若可变利率上升或下降100基点，将不会影响利息支出；

•受监管服务递延支取期贷款设施采用变动利率制，截至2024年9月30日尚有$61040万未偿还。季度结束后，受监管服务递延支取期贷款设施于2024年10月25日到期并已偿还。因此，若可变利率上升或下降100基点，将不会影响利息支出；

•百慕达信贷设施采用变动利率制，截至2024年9月30日尚有$6540万未偿还。因此，若可变利率上升或下降100基点，将使利息支出每年增减$70万；

•百慕达营运资金设施采用变动利率制，截至2024年9月30日尚有$1600万未偿还。因此，若可变利率上升或下降100基点，将使利息支出每年增减$20万；

•受监管服务集团的商业票据计划采用变动利率制，截至2024年9月30日尚有$14200万未偿还。因此，若可变利率上升或下降100基点，将使利息支出每年增减$140万每年一次; 以及

•截至2024年9月30日，Suralis的利率浮动的项目有13030万美元未偿还。因此，利率每变动100个基点，将使利息支出每年增加130万美元。

BELCO的定期贷款设施受浮动利率影响。然而，公司另外签订了一份利率互换协议，以对冲与利率波动相关的风险。

税务风险和不确定性

公司主要在美国、加拿大、百慕大和智利等地受所得税和其他税收管辖; 然而，它也在其他司法管辖区受税收管辖。公司所在司法管辖区的税法或对其解释或应用的变化，可能对公司的营运成果、股东回报和现金流产生不利影响，无论是否具有追溯效应。

2024年6月20日，加拿大实施了「过度利息和融资费用限制」（EIFEL）规则和「全球最低税收法」（GMTA）。这些立法变化符合全球努力，以确保跨国企业对其全球收入缴纳最低水平的税金，以应对基地受侵蚀和利润转移。

•根据EIFEL规则，利息和融资费用的可扣除金额限制为纳税义务人在计税目的上计算的利息、税收、折旧和摊销前收入的30%。EIFEL规则适用于公司2024年的日历年度。尽管目前公司不认为由于这项重大立法的制定将产生重大影响，但由于各种因素，包括资本结构的变化、法律解释、未来事件和其他情况，无法确保未来不会有重大影响。

•公司运营的各司法管辖区实施全球最低税收规则，根据经济合作与发展组织（OECD）旨在防止基地侵蚀和利润转移的倡议。GMTA旨在实施OECD发布的全球最低税收模型规则中的收入纳入和国内最低补充税规则。这些GMTA规则适用于公司的2024年日历年度。根据现有规则的解释，公司不希望这些措施会对其财务结果产生重大影响; 但是，公司无法保证这些解释不会改变，或不会发布将对公司目前情况产生负面影响的其他指导。

公司无法保证加拿大国税局、美国国税局或其他适用的税务机关会同意公司提出的税务立场，包括有关声称的费用和公司折旧资产的成本金额。如果适用的税务机关对这些税务立场提出成功挑战，可能会对公司的营运结果和财务状况产生不利影响。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			43

适用税务机关就这些税务立场提出的挑战可能会对公司的营运结果和财务状况产生不利影响。

公司在美国发展再生能源发电设施在一定程度上取决于联邦税收抵免和其他税收激励措施。通胀削减法案已延伸和扩大某些能源抵免，提供更多关于这些抵免的未来可用性的确定性。然而，控制这些税收抵免的规则仍包括信用符合资格的技术要求。如果公司无法在特定的期限内完成现有或计划中的项目建设，或满足与当前工资标准和学徒培训要求相关的一些新要求，那么减少激励措施或取消激励措施可能无法支持继续发展或导致完成的设施所产生的财务效益大幅减少。此外，公司已与财务合作伙伴签订了某些税收权益融资交易，用于其在美国的某些再生能源发电设施，根据该协议，公司从相关设施的未来现金流分配可能会受到不利影响，如果与事先投入运营的设施相关的美国税收法律发生变化。

公司在估计待售可再生能源和Atlantica的净收益时已做出了某些税务假设。这些假设可能被证明是不正确或不完整的，从而可能导致这些交易的净收益低于公司预期的金额。

营运风险管理

涉及公司可再生能源业务出售的风险

基于财务、战略和其他原因，公司可能不时处置或希望处置自己拥有的业务或资产（全部或部分）。公司的任何处置可能导致在此类出售中承认损失，并可能导致其收入、现金流和净收入减少，并改变其业务组合。处置还可能导致的收益可能低于预期或公司的负债，包括因任何购后保证或购买价格调整而导致的。此外，公司可能无法处置公司希望或预期以公司可接受的价格出售的业务或资产。无法执行任何计划处置可能需要公司寻求融资的替代来源，包括发行一个或多个潜在的股权，或增加其他负债，这可能会导致等其他事情的评级机构重新评估或降低公司现有的信用评级。上述每一项可能对公司的业务、营运成果、成本资本或财务状况产生不利影响。

2024年8月9日，公司与LS买家达成协议，将公司的可再生能源业务出售给该买家。该销售仍受到完成条件的满足的限制，包括美国联邦能源管理委员会的批准。其中一些关闭条件和批准超出了公司的控制范围。无法保证获得这些批准以及满足交易完成条件。此外，需要规管机构的政府机构可能对交易完成施加条件或要求修改交易条款，这可能导致延迟或阻碍交易完成。未能或重大延迟获得此类监管批准和满足关闭条件可能导致公司受到不利影响，包括但不限于终止交易。如果交易的关闭根本未发生或与预期不符合，公司可能在业务、财务状况或营业成果方面遭受不利后果，包括但不限于投资者对公司执行战略计划的信心下降，以及未能实现交易的预期好处。此外，如果交易被终止或实质延迟，公司的普通股及其他证券的市场价格可能受到重大不利影响。无论公司是否完成了其可再生能源业务的处置，公司已经并将继续为与交易有关的很高的交易成本。

公司无法保证将及时或完全实现从可再生能源业务出售所预期的好处。如果公司因任何理由未能实现交易所预期的好处，可能会对公司的营运、业务和财务状况产生重大不利影响。

出售可再生能源业务涉及许多额外风险和不确定性，包括在分离将出售的资产和公司将保留的资产方面涉及的复杂性，以及需要获得第三方同意和批准（除了监管批准之外），这可能会干扰客户和供应商关系，以及公司可能需要承担额外税务义务或失去某些税收优惠。交易的一部分净收益取决于能否获得有关转让某些可再生能源设施的第三方变更控制同意。如果未获得该等同意，则相应的可再生能源设施的所有权和相关现金流会被公司保留。公司将需要在交易完成后向LS买家提供过渡服务，公司可能保留与出售资产相关的某些义务，并可能承担与出售资产或其处置相关的潜在责任。此外，该交易可能通过将董事会和管理层的注意力以及其他资源（包括成本）转向交易的结束来引起公司业务的中断。该交易也可能影响公司与员工的关系，包括通过增加员工离职和离职率，并可能导致会计变更、重组和其他处分费用，以及潜在的减值费用或损失。出售可能会由于可能由出售导致的损失、收入损失或现金流或可用于分配的现金减少而对公司的盈利能力、财务结果和股息产生负面影响。此外，Algonquin Power Co. 可能会因出售过程而遭受一个或多个信贷评级下调。在交易完成后，公司的业务资产组合将更少多样化，以及市场服务。这将加剧与公司管制服务组的风险相关的风险，并增加对公司管制服务组的运营的重要性。这些风险中的任何一个或全部都可能影响公司的财务结果和业务声誉。



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转移董事会和管理层的注意力，以及转移其他资源（包括成本）以实现交易的结束，可能会对公司的业务造成干扰。该交易还可能影响公司与员工的关系，包括通过增加员工离职和离职率，并可能导致会计变更、重组和其他处分费用，以及潜在的减值费用或损失。由于可能由出售导致的损失、收入损失或现金流减少而对公司的盈利能力、财务结果和股息可能构成负面影响。此外，由于可能因出售过程而遭受进一步信用评级下调的风险，Algonquin Power Co. 也可能会受到影响。在交易完成后，公司的业务资产组合将更少多样化，以及市场服务。这将加剧与公司管制服务组风险有关的风险，并增加公司对公司管制服务组运营的重要性。这些风险中的任何一个或全部都可能影响公司的财务结果和业务声誉。

通胀风险

AQN的盈利能力可能受到通货膨胀超过长期平均水平的影响。受管制业务集团的设施必须按照监管机构的规定进行定价。发生成本和监管机构批准恢复这些成本之间的时间间隔被称为监管滞后。由于监管滞后，通货膨胀影响和时间延迟可能影响公司恢复费用和/或资本成本的能力，并可能影响盈利能力。在通货膨胀较大的情况下，监管滞后对公司的影响将增加。为了减少这种风险，受管制服务集团力求在其运营的各州获得监管架构的批准，以便及时恢复营运成本和资本成本。受管制服务集团力求为其营运的各州取得监管建构的批准，以允许及时恢复营运成本和资本成本。

由于成本上升，开发和建设项目可能会出现预期回报的下降。为了减轻通货膨胀风险，公司试图在进入固定价格交易协议的同时接受固定价格建设协议。

诉讼风险和其他悬而未决的事项

AQN 及其某些子公司涉及各种诉讼、索赔和其他法律及监管程序，这些程序不时在业务日常运作中产生。对于与这些事项相关的预测负债的任何准备金在判断可能发生重大财务损失且相关责任可估量时记录在财务报表中。有关现有保险政策下的预期索赔将在合理确保索赔获得时记录。

Mountain View Fire

2020年11月17日，在Liberty Utilities（CalPeco Electric）LLC（以下简称"Liberty CalPeco"）领地内发生一场现在被称为Mountain View Fire的野火。火灾原因尚在争议中，CAL FIRE尚未发布最终报告。有22起诉讼针对本公司的某些子公司作为被告与Mountain View Fire有关，以及美国农业部提出的非诉讼索赔，寻求补偿据称是消防扑灭成本，以及美国土地管理局通知要求因据称未经授权烧毁公共土地而造成的损害。其中15起诉讼由各个个人团体和一群土著美国人提起，声称的诉因包括疏忽、逆向征用、滋扰、侵入、违反Cal. Pub. Util. Code 2106和Cal. Health and Safety Code 13007（这15起诉讼中一起还声称了个人的过失致死以及代表保险公司提起的各种代位权主张）。其他6起诉讼中，保险公司声称逆向征用和疏忽，并寻求对其向被保险人支付和将要支付的金额进行追偿。在另外一起诉讼中，Mono县、Antelope Valley Fire Protection区和Bridgeport Indian Colony提起类似的诉因并寻求因消防扑灭成本、执法成本、财产和基础设施损失以及其他成本而获得损害赔偿。Liberty CalPeco已解决了20起诉讼，并正在努力获得上述诉讼的具有排他性声明的驳回。有关剩余两起诉讼的审判预计将于2025年1月进行。这些诉讼的成功可能性尚不明确。Liberty CalPeco打算积极捍卫自己。针对与Mountain View Fire相关索赔，公司已计提了17230万美元的估计损失准备金，而Liberty CalPeco已通过保险索赔11600万美元和森林大火支出备忘录账户5630万美元记录了回收额。因此，对收入的净扣除为零。损失的估计将随着更多信息的出现而可能发生变化。实际损失金额可能高于或低于这些估计。尽管公司可能遭受超过已计提金额的重大损失，但公司无法估计可能发生的损失范围的上限。公司拥有野火责任保险，该保险已适用到适用的保单限额。

苹果谷征用程序

2016年1月7日，苹果谷市提起诉讼，试图征用自由公用事业（苹果谷兰乔斯水域）公司（“自由苹果谷”）的公用事业资产。2021年5月7日，法院发布临时判决书，否决了苹果谷市试图通过征用权采取苹果谷水系统的行动。该裁决证实自由苹果谷持续拥有和经营该水系统符合社区最佳利益。2021年10月14日，法院发布最终判决书。法院于2021年11月12日签署和登记了一项解除令和判决。2022年1月7日，市政府对法院作出的判决提起上诉。2022年8月2日，法院裁定赋予自由苹果谷约1320万美元的律师费和诉讼成本。镇政府于2022年8月22日对该费用奖励提起上诉。2024年9月11日，上诉法院发布了一项临时决定，推翻审判法院的裁定，即苹果谷市无权收购自由苹果谷资产，并取消对自由苹果谷的律师费奖励。对该临时决定的口头辩论已于2024年12月3日安排。一旦进行口头辩论，上诉法院将有90天时间对上诉作出最终决定。



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1320万美元的律师费和诉讼成本。市政府于2022年8月22日就这笔费用奖励提出上诉。2024年9月11日，上诉法院发布了一项临时决定，推翻审判法院的裁决，即苹果谷市无权收购自由苹果谷资产，并取消对自由苹果谷的律师费奖励。对该临时决定的口头辩论已于2024年12月3日安排。一旦进行口头辩论，上诉法院将有90天时间对上诉作出最终决定。

技术基础设施实施风险

公司依赖各种信息和运营技术基础设施系统来进行其业务流程和运营。这使公司面临维持、升级、更换和更改信息和运营技术系统所带来的固有成本和风险。这包括破坏其技术系统、潜在的运营中断、业务流程和内部控制系统、大量资本支出、管理时间负担以及延误、升级、过渡和整合技术系统的困难和风险。.

AQN及其部分子公司最近完成了整合客户解决方案平台的实施，该平台包括客户计费、企业资源规划系统和资产管理系统。将业务过渡到这些新技术系统或这些系统的设计或实施缺陷可能：重大不利影响公司的运营，包括监控其业务、支付供应商、向客户开单和准确及及时地报告财务信息；导致成本高于预期；导致监管机构加强监管或产生不利的监管后果；或导致未能实现预期的利益。因此，公司的运营、财务状况、现金流和营运业绩可能受到不利影响。



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季度财务信息

以下是截至2024年9月30日之前八个季度的未经审核季度财务信息摘要：


(所有金额以百万美元计，除每股信息外)	2023年第四季度		2024年第一季度		2024年第二季度		2024年第三季
营业收入	$	585.8	$	646.1	$	515.4	$	573.2

归属股东的净收益（损失）	186.9		(89.1)		200.8		(1,305.7)
归属股东的持续营运净收益（损失）	167.2		(56.9)		180.2		49.5
归属股东的已停业营运净收益（损失）	19.7		(32.2)		20.6		(1,355.2)
每股基本（标准）净收益（损失）	0.27		(0.13)		0.28		(1.71)
每股基本（标准）持续营运净收益（损失）	0.24		(0.09)		0.25		0.06
每股基本（标准）已停业营运净收益（损失）	0.03		(0.04)		0.03		(1.77)
每股稀释后净收益（损失）	0.27		(0.13)		0.28		(1.71)
调整后的净收益1	78.7		79.8		42.2		64.9
每股调整后净收益1	0.11		0.11		0.06		0.08
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用1	259.1		285.4		240.9		264.4
资产总额3	18,374.0		18,307.8		18,866.4		17,788.6
长期负债2,3	8,516.3		9,089.9		8,292.9		8,725.0
每股普通股宣布的分红派息	$	0.11	$	0.11	$	0.11	$	0.07

	2022年第四季度		2023年第一季		2023年第二季		2023年第三季
营业收入	$	660.5	$	697.1	$	556.4	$	564.8

归属股东的净收益（损失）	(74.4)		270.1		(253.2)		(174.5)

继续营运部门归属股东的净收益（损失）	64.9		237.1		(246.4)		(174.9)
已中止营运部门归属股东的净收益（损失）	(139.3)		33.0		(6.8)		0.4
每股基本盈余（净损失）	(0.11)		0.39		(0.37)		(0.26)
持续营运方面每股净收益（净损）	0.09		0.34		(0.36)		(0.26)
已停止营运方面每股净收益（净损）	(0.20)		0.05		(0.01)		—
每股稀释后净收益（净损）	(0.11)		0.39		(0.37)		(0.26)
调整后的净收益1	84.4		87.5		42.1		68.6
调整后每股普通股盈利1	0.12		0.12		0.06		0.10
调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用1	235.6		269.9		226.2		254.9
资产总额3	17,627.6		17,927.1		17,968.7		17,982.8
长期负债2,3	7,512.3		7,849.2		8,083.4		8,367.3
每股普通股宣布的分红派息	$	0.18	$	0.11	$	0.11	$	0.11


1			请查看注意非通用会计措施。
2			包括非流动长期负债及长期负债之当前部分。
3			包括已中止运作。

过去两年间每季度收入在51540万至69710万美元间波动。许多因素影响季度结果，包括收购、处分、季节性波动和客户利率。此外，年度收入受加拿大元相对美元汇率波动的影响，可能导致来自加拿大业务的报告收入出现显著变化。

过去两年间每季度归属股东的净收益从130570万美元亏损至27010万美元盈利不等。收益受到非现金因素的影响，如递延税。



Algonquin Power & Utilities Corp. - 管理层讨论与分析			47

恢复和费用、无形资产、产权、设备及金融工具的按市场价值计算之增值与减值。

披露控制和程序

AQN管理层在2024年9月30日进行了评估，由AQN的首席执行官（"CEO"）和首席财务官（"CFO"）监督和参与，该评估针对AQN的披露控制和程序（根据1934年修订版证券交易法（即“交易法”）第13a-15(e)条和第15d-15(e)条定义）的设计和运作进行。根据该评估，CEO和CFO于2024年9月30日得出结论，即AQN的披露控制和程序是有效的，能够提供合理的保证，使AQN在根据美国证券交易委员会的规则和表格指定的时限内应当披露的信息能够被记录、处理、总结并报告，并且被累积和传达给管理层，包括CEO和CFO，如适当，以便及时作出有关必要披露的决定。

财务报告内部控制的管理报告。

管理层，包括CEO和CFO，负责建立和维护财务报告内部控制。截至本次暂行申报期结束时，管理层设计了财务报告内部控制，以提供有关财务报告之可靠性和根据美国通用会计准则为外部用途准备财务报表的合理，但并非绝对保证。管理层用于设计公司财务报告内部控制的控制框架为由Treadway委员会赞助组织在2013年发布的《内部控制 - 整合框架》。

财务报告内部控制的变更

截至2024年9月30日的九个月，公司对财务报告的内部控制没有重大影响或有合理可能对财务报告的内部控制产生重大影响。

控制效果的固有限制

由于其固有限制，披露控制和程序或内部控制可能无法防止或检测所有基于错误或舞弊的错误。此外，内部控制的效力受到控制可能因为条件的变化而变得不足，或者遵守政策或程序的程度可能发生变化的风险所影响。

关键会计估计和政策

AQN根据美国通用会计准则编制了其未经审计的中期简明综合财务报表。编制未经审计的中期简明综合财务报表需要管理层对影响资产和负债报告金额、相关收入和支出金额以及条款资产和负债披露的估计和假设进行裁判。管理判断需要使用的重要领域涉及合并实体范围、资产的可用年限和可回收性、递延税项的计量和递延税项的可回收性、费率调节、未开帐收入、养老金和退休福利、衍生工具的公允价值，以及业务组合中收购的资产和负债的公允价值。实际结果可能与这些估计有所不同。

AQN的重要会计政策和新会计准则已讨论在注释1 和 2, 分别地，在公司未经查核的中期简明合并财务报表中。



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