附件99.1

管理层的讨论与分析

截至2021年8月10日

管理层的讨论与分析 (MD&A？)回顾了Emera Inc.及其子公司在第二季度和 期间的运营结果和投资情况 年初至今与2020年同期相比，其截至2021年6月30日的财务状况；与2020年12月31日相比，其截至2021年6月30日的财务状况。在整个 讨论中，Emera InCorporation、Emera和Company都是指Emera Inc.及其所有合并的子公司和投资。该公司的活动通过五个可报告的 部门进行：佛罗里达电力公司、加拿大电力公司、其他电力公司、天然气公司和基础设施等。

本讨论及分析应与Emera Inc.截至2021年6月30日止三个月及六个月的未经审核简明综合中期财务报表及佐证附注，以及Emera Inc.截至2020年12月31日止年度的MD&A年度及经审核综合财务报表及佐证附注一并阅读。Emera遵循美国公认会计原则(USGAAP？或？GAAP？)。

在确认某些资产、负债、收入和费用的时间方面，Emera的费率管制实体使用的会计政策可能与Emera的 非费率管制业务使用的会计政策不同。截至2021年6月30日，Emera受费率管制的子公司和投资 包括：

Emera利率管制子公司或股权投资		批准/审查的会计政策
子公司
坦帕电气公司(TEC)电气事业部		佛罗里达州公共服务委员会(FPSC)和联邦能源管理委员会(FERC)
新斯科舍电力公司(Nova Scotia Power Inc.)		新斯科舍省公用事业和审查委员会(UARB？)
巴巴多斯电力有限公司(BLPC)		巴巴多斯公平交易委员会(FTC？)
大巴哈马电力有限公司(GBPC)		大巴哈马港务局(GBPA)
多米尼克电力服务有限公司(多米尼克电力服务有限公司)		多米尼克独立监管委员会(IRC？)
TEC人民燃气系统(PGS)燃气事业部		FPSC
新墨西哥天然气公司(NMGC)		新墨西哥州公共管理委员会(NMPRC)
海岸天然气输送有限责任公司(SeaCoast Yo)		FPSC
Emera Brunswick管道有限公司(Brunswick Pipeline Company Limited)		加拿大能源监管机构(CER)
股权投资
NSP Marine Link Inc.(NSPML)		UARB
拉布拉多岛连接有限合伙企业(LIL TH)		纽芬兰和拉布拉多公用事业委员会(NLPUB？)
圣卢西亚电力服务有限公司(卢塞莱克)		国家公用事业管理委员会(NURC？)
Maritime&东北管道有限合伙企业与Maritime&东北管道有限责任公司		CER和FERC

1

2020年3月24日，该公司完成了对缅因州埃默拉的销售。有关更多详细信息，请参阅 影响收益的重要项目部分。

除佛罗里达电力公用事业、MD&A的其他 电力公用事业和天然气公用事业及基础设施部分外，所有金额均以加元(？CAD？)表示，除非另有说明，否则均以美元(？美元)报告。

有关Emera的更多信息，包括该公司的年度信息表，可在SEDAR网站www.sedar.com上找到。

目录

前瞻性信息		3
引言和战略概述		3
非GAAP财务指标		5
综合财务审查		7
影响收益的重要项目		7
按业务细分划分的综合财务亮点		7
合并损益表要点		9
业务概述和展望		12
新冠肺炎大流行		12
佛罗里达电力公司		13
加拿大电力公司		14
其他电力设施		15
燃气公用事业和基础设施		16
其他		17
合并资产负债表要点		18
发展动态		19
未清偿股票数据		20
财务亮点		21
佛罗里达电力公司		21
加拿大电力公司		23
其他电力设施		26
燃气公用事业和基础设施		27
其他		29
流动性与资本资源		31
合并现金流亮点		32
合同义务		34
债务管理		35
保函和信用证		36
与关联方的交易		37
包括金融工具在内的风险管理		37
信息披露与内部控制		39
关键会计估计		40
会计政策和实务的变化		41
未来会计公告		41
季度业绩摘要		42

2

前瞻性信息

本MD&A包含前瞻性信息和陈述，反映了公司对 未来增长、经营结果、业绩、二氧化碳减排目标、商业前景和机会的预期的当前观点，可能不适用于适用的加拿大证券法所指的其他目的。所有此类 信息和声明均根据适用证券法规中包含的安全港条款作出。预计？相信？？预算？前瞻性信息反映管理层当前的信念，基于Emera管理层目前可获得的 信息，不应被解读为对未来事件、绩效或结果的保证，不一定是此类事件、绩效或 结果是否或何时实现的准确指示。

前瞻性信息基于合理的假设，受风险、不确定性和其他因素的影响，这些风险、不确定性和其他因素可能导致实际结果与历史结果或前瞻性信息预期的结果大不相同。可能导致结果或事件与当前预期不同的因素包括但不限于：监管风险； 运营和维护风险；经济条件的变化；大宗商品价格和可用性风险；流动性和资本市场风险；未来股息增长；与某些资本投资相关的时间和成本；全球经济挑战对紧急情况的预期影响；估计的能源消耗率；维持足够的保险覆盖范围；客户能源使用模式的变化；可能减少电力需求的技术发展；全球气候 变化；天气；意想不到的维护和其他支出；这些风险包括：交易对手风险；燃料供应中断；国家风险；环境 风险；外汇；监管和政府决策，包括环境、财务报告和税收立法的变化；与养老金计划业绩和资金要求相关的风险；服务范围的丧失；信息技术基础设施和网络安全风险 ；传染病、流行病和类似的公共卫生威胁(例如，新冠肺炎新型冠状病毒流行)相关的不确定性；市场能源销售价格；劳资关系；以及劳动力和管理资源的可用性。

提醒读者不要过度依赖前瞻性信息，因为实际结果可能与前瞻性信息中表达的计划、预期、估计或 意图和陈述大不相同。本MD&A中的所有前瞻性信息均受上述警告性声明的完整约束，除法律要求外，Emera不承担 因新信息、未来事件或其他原因而修改或更新任何前瞻性信息的义务。

简介和战略概述

总部设在新斯科舍省哈利法克斯的Emera拥有并运营服务成本加拿大、美国和加勒比海地区受费率管制的电力和天然气设施。服务成本公用事业公司根据特许经营权在指定的 地区提供基本的燃气和电力服务，并由监管机构监督。Emera的战略重点仍然是安全地向其客户提供更清洁、负担得起和可靠的能源。

Emera在利率管制业务上的投资集中在佛罗里达州和新斯科舍省。这些服务领域总体上经历了稳定的监管政策和经济状况。Emera的受监管公用事业投资组合提供可靠的收益、现金流和股息。受监管的公用事业公司的盈利机会通常由公用事业公司的净投资额(称为费率基数)以及资本结构中的股本金额和通过监管批准的股本回报率(ROE)推动。收益也受到销售量和运营费用的影响。

3

Emera的74亿美元资本投资计划2021年至2023年在此期间，加上同期潜在的12亿美元额外资本机会，预计到2023年，利率基数将增长7.5%至8.5% 。资本投资计划继续包括整个投资组合在可再生和清洁发电、可靠性和完整性投资、基础设施现代化和以客户为中心的技术方面的重大投资。 Emera的资本投资计划主要通过内部产生的现金流和在运营公司层面筹集的债务提供资金。支持本公司资本投资计划的股本需求预计将通过发行优先股和通过Emera的股息再投资计划发行普通股获得 资金。在市场上程序。保持 投资级信用评级是管理层的优先事项。

Emera提供了到2022年每年4%至5%的股息增长指引。 公司的长期股息支付率目标为70%至75%，虽然在预测期内和之后，支付率可能会超过这一目标，但随着时间的推移，预计将回到这一范围。

季节性模式和其他天气事件会影响需求和运营成本。同样， 按市值计价调整和外汇兑换可能会对特定时期的财务业绩产生实质性影响。Emera的综合净收入和 现金流受到美元兑加元汇率变动的影响，并受益于加元走弱。Emera可以对冲交易性和转换性风险敞口。这些影响，以及资本 投资的时间和其他因素，意味着任何一个季度的业绩不一定代表任何其他季度或全年的业绩。

全球能源市场正面临重大变化，Emera已做好充分准备，能够应对不断变化的客户需求、数字化、脱碳、复杂的监管环境和分散发电。

在分散发电和存储的成本在某些地区变得更具竞争力的时代，客户正在寻求更多的选择、更好的控制和更高的可靠性。先进的技术正在改变公用事业公司与客户互动以及发电和传输能源的方式。此外，气候变化和极端天气 正在塑造公用事业公司的运营方式以及它们对基础设施的投资方式。此外，总体上还需要更换老化的基础设施，并进一步提高可靠性。Emera从所有这些趋势中看到了机遇。Emera的战略是 为可再生能源和技术资产投资提供资金，这些资产可以保护环境，并通过节省燃料或运营成本使客户受益。

例如，促进使用可再生和低碳能源的重大投资包括加拿大大西洋的Marine Link、坦帕电力公司正在建设的太阳能发电项目，以及坦帕电力公司大弯发电站的现代化建设。Emera的公用事业公司也在投资可靠性项目和更换老化的基础设施。所有这些项目都展示了Emera为其客户安全提供更清洁、可靠和负担得起的能源的战略。

在过去15年脱碳进展的基础上，Emera继续努力， 制定了明确的碳减排目标和到2050年实现二氧化碳净零排放的愿景。

这一愿景 的灵感来自Emera出色的业绩记录、公司经验丰富的团队，以及实现Emera中期碳目标的清晰途径。凭借现有的技术和资源以及支持性法规决策的好处，Emera计划和 预计将实现与2005年相应水平相比的以下目标：

•

到2025年二氧化碳排放量减少55%。

•

到2023年煤炭使用量减少80%，Emera的最后一个现有煤炭单位不迟于2040年退役 。

•

到2040年二氧化碳排放量至少减少80%。

4

Emera寻求实现这些目标并实现其净零愿景，同时 继续专注于保持可负担性、提高可靠性、采用新兴技术以及与政策制定者、监管机构、合作伙伴、投资者和Emera社区进行建设性合作。

Emera致力于世界级的安全、卓越的运营、良好的治理、卓越的客户服务、可靠性、成为首选雇主，并建立 建设性的关系。

非GAAP财务指标

Emera使用的财务衡量标准在USGAAP下没有标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似衡量标准相比较。Emera 通过调整公司认为重要的特定项目的某些GAAP衡量标准来计算非GAAP衡量标准，但不能反映该期间的基本运营情况。下面将对这些措施进行 讨论和协调。

调整后净收益

Emera通过排除以下因素的影响计算调整后的净收入衡量标准 按市值计价？(MTM？)调整，2020年出售缅因州Emera的收益的影响，以及某些其他资产的减值费用 。

MTM调整的结果如下：

●

与Emera相关的MTM调整 持有交易(高频交易)商品衍生工具，包括与天然气来源地点和交付地点之间的价差有关的调整；

●

计入Emera与熊沼泽电力公司(Bear Swamp Power Company)业务活动有关的权益收入中的MTM调整(Bear Swamp LLC)；

●

由于某些Emera Energy营销和交易而确认的运输能力摊销 ；

●

MTM调整与BLPC和Emera再保险公司持有的股权证券有关，Emera再保险公司是其他部门的专属再保险公司；以及

●

MTM调整与Emera为管理外汇收益而进行的外汇现金流对冲相关 。

管理层认为，从净收入中剔除这些MTM估值及其变化的影响，直到结算为止，可以更好地将这些合同的意图和财务影响与企业的基本现金流和持续运营保持一致，并使投资者能够更好地了解和评估业务。管理层和董事会不包括这些MTM 调整，用于绩效评估和激励性薪酬。有关MTM调整的更多详细信息，请参阅合并财务审查、财务亮点和其他电子产品，以及财务亮点和其他部分。

2020年，该公司确认了出售缅因州Emera的收益。管理层认为，将这部分从净收入中剔除 可以更好地区分业务的持续运营，并使投资者能够更好地了解和评估业务。有关出售缅因州Emera的更多详细信息，请参阅影响收益的重要项目 部分。虽然销售收益已从调整后的收益中剔除，但其他电力公用事业部门的收益包括截至2020年3月24日出售缅因州Emera的收益。

2020年，公司确认了某些非现金减值费用。管理层认为，从净利润中剔除 这些费用的影响可以更好地区分业务的持续运营，并使投资者能够更好地了解和评估公司。有关更多详细信息，请参阅影响收益的重要项目和财务 要点和其他部分。

5

以下是报告的普通股股东应占净收益(亏损)与调整后的普通股股东应占净收益 ；以及报告的普通股每股收益(亏损)与调整后的普通股每股收益：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万加元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
普通股股东应占净收益(亏损)		$	(17)			$	58			$	256			$ 581
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				(12)				-			309
减值费用，税后净额			-				(3)				-			(26)
税后MTM亏损			(154)				(45)				(124)			(13)
调整后普通股股东应占净收益		$	137			$	118			$	380			$ 311
普通股每股收益(亏损)基本		$	(0.07)			$	0.24			$	1.01			$ 2.37
调整后每股普通股收益基本面		$	0.54			$	0.48			$	1.49			$ 1.27

EBITDA和调整后的EBITDA

利息、所得税、折旧和摊销前收益(EBITDA)是Emera使用的非GAAP财务衡量标准。EBITDA被许多投资者和贷款人用来更好地了解现金流和信用质量 。EBITDA有助于评估Emera的经营业绩，并表明公司偿还或产生债务、投资于资本和为营运资本需求融资的能力。

调整后的EBITDA是Emera使用的非GAAP财务衡量标准。与上述调整后净收入计算类似，此 计量为EBITDA，没有Emera的MTM调整、Emera缅因州销售收益和减值费用的收入影响。

本公司的EBITDA和调整后EBITDA可能无法与其他公司的EBITDA衡量标准相比，但在管理层看来，它们恰当地反映了Emera的具体经营业绩。这些措施并不是为了取代普通股股东应占的净收入 (亏损)，后者是根据公认会计准则确定的经营业绩指标。

以下是报告的净收益(亏损)与EBITDA和调整后EBITDA的对账：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
净收益(亏损)(1)		$	(6)			$	81			$	279			$ 616
利息支出，净额			153				173				310			357
所得税费用(回收)			(55)				(1)				1			305
折旧及摊销			221				216				447			447
EBITDA			313				469				1,037			1,725
销售收益，扣除交易成本(不包括所得税 税)			-				(1)				-			585
减值费用，不包括所得税			-				(3)				-			(25)
MTM亏损，不包括所得税			(216)				(65)				(173)			(20)
调整后的EBITDA		$	529			$	538			$	1,210			$ 1,185

(1)净收益(亏损)为子公司非控股权益和优先股股息 之前。

6

综合财务审查

影响收益的重要项目

税后MTM亏损对收益的影响

2021年第二季度税后MTM亏损增加1.09亿美元至 1.54亿美元，而2020年第二季度为4500万美元。今年到目前为止，税后MTM亏损增加了1.11亿美元，增至1.24亿美元，而2020年同期为1300万美元。这两个时期的增长都是由于Emera Energy现有头寸的变化和现金流对冲汇兑损失的增加， Emera Energy 2021年天然气运输资产摊销减少部分抵消了这一影响。

2020销售和减值费用收益

2020年3月24日，Emera完成了对缅因州Emera的出售，企业总价值为20亿美元(合14亿美元)。在2020年第一季度，确认了扣除交易成本后的销售收益 3.21亿美元(每股普通股1.31美元)。在2020年第二季度，由于最终确定了收益计算，确认了1200万美元的税后调整，以便最终年初至今出售收益为税后3.09亿美元(普通股每股1.26美元)。

此外，2020年第二季度税后减值费用为300万美元，税后减值费用为2600万美元年初至今在2020年在某些其他资产上确认。

按业务细分划分的综合财务亮点

对于		截至三个月								截至六个月
数百万加元		6月30日								6月30日
调整后净收益		2021				2020				2021				2020
佛罗里达电力公司		$	125			$	146			$	208			$ 225
加拿大电力公司			44				37				132			129
其他电力设施			-				(1)				7			19
燃气公用事业和基础设施			34				27				114			97
其他			(66)				(91)				(81)			(159)
调整后普通股股东应占净收益		$	137			$	118			$	380			$ 311
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				(12)				-			309
减值费用，税后净额			-				(3)				-			(26)
税后MTM亏损			(154)				(45)				(124)			(13)
普通股股东应占净收益(亏损)		$	(17)			$	58			$	256			$ 581

7

下表强调了从 2020至2021年普通股股东应占调整后净收益的重大变化。

对于		截至三个月				截至六个月
数百万加元		6月30日				6月30日
调整后的净收入2020年		$	118			$ 311
运营实体绩效
由于有利的市场条件，Emera能源服务公司(EES？)的收益增加			7			24
由于2021年1月1日基本利率上调和客户增长导致基本收入增加，PGS的收益增加			7			17
坦帕电气收益减少，原因是CAD走强、反映资本投资增加的更高折旧和摊销、2020年监管和解以及 运营、维护和一般(OM&G)费用增加的影响。这些减少部分被建设期间使用的资金津贴(AFUDC)收益增加所抵消			(21)			(17)
2020年第一季度因出售缅因州Emera而减少的收益			-			(6)
与税收相关的
由于新斯科舍省企业所得税税率下调，2020年第一季度公司、NSPI和Emera Energy的递延所得税净资产和负债重估			-			14
确认2020年第一季度企业所得税追回之前在2018年作为监管负债在BLPC推迟			-			(10)
公司
2020年第二季度宣布优先股息的时机			12			12
利息支出减少，税前，由于更强劲的加元，偿还公司债务和较低利率的影响			9			22
由于长期薪酬降低，OM&G税前同比减少			(2)			14
其他差异			7			(1)
调整后的净收入2021年		$	137			$ 380

有关可报告细分市场贡献的更多详细信息，请参阅财务要点部分。

对于		截至6月30日的六个月
数百万加元		2021				2020
营运资金变动前的营业现金流		$	684			$ 816
营运资金变动			(53)			(75)
营业现金流		$	631			$741
投资现金流		$	(993)			$ 78
融资现金流		$	320			$ (712)

有关现金流的进一步讨论，请参阅合并现金流要点部分。

截至			6月30日			12月31日
数百万加元			2021			2020
总资产		$	31,362			$ 31,234
长期债务总额(包括当期部分)		$	14,057			$ 13,721

8

合并损益表要点

对于		截至三个月												截至六个月
数百万加元		6月30日												6月30日
(每股金额除外)		2021				2020				方差				2021				2020				方差
营业收入		$	1,137			$	1,169			$	(32)			$	2,749			$	2,806			$		(57)
运营费用			1,107				983				(124)				2,282				2,221					(61)
营业收入			30				186				(156)				467				585					(118)
股权投资收益			37				40				(3)				78				81					(3)
其他收入，净额			25				27				(2)				45				612					(567)
利息支出，净额			153				173				20				310				357					47
所得税费用(回收)			(55)				(1)				54				1				305					304
净收益(亏损)		$	(6)			$	81			$	(87)			$	279			$	616			$		(337)
普通股股东应占净收益(亏损)		$	(17)			$	58			$	(75)			$	256			$	581			$		(325)
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				(12)				12				-				309					(309)
减值费用，税后净额			-				(3)				3				-				(26)					26
税后MTM亏损			(154)				(45)				(109)				(124)				(13)					(111)
调整后普通股股东应占净收益		$	137			$	118			$	19			$	380			$	311			$		69
普通股每股收益(亏损)基本		$	(0.07)			$	0.24			$	(0.31)			$	1.01			$	2.37			$		(1.36)
稀释后每股普通股收益(亏损)		$	(0.07)			$	0.23			$	(0.30)			$	1.01			$	2.35			$		(1.34)
调整后每股普通股收益基本面		$	0.54			$	0.48			$	0.06			$	1.49			$	1.27			$		0.22
宣布的每股普通股股息		$	0.6375			$	1.2250			$	(0.5875)			$	1.2750			$	1.8375			$		(0.5625)
调整后的EBITDA		$	529			$	538			$	(9)			$	1,210			$	1,185			$		25

营业收入

与2020年第二季度相比，2021年第二季度的营业收入 减少了3200万美元。没有增加1.24亿美元的MTM亏损，营业收入增加了9200万美元，原因是：

●

天然气公用事业和基础设施部门增加3400万美元，原因是PGS和NMGC的基本费率从2021年1月1日起上调 ，PGS的客户增长，以及PGS和NMGC的购买天然气调整条款收入因天然气价格上涨而增加。这一增长被CAD走强的影响部分抵消；

●

佛罗里达电力公用事业部门增加2500万美元，原因是燃料成本上升导致燃料回收条款收入增加，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消；

●

其他部门增加1300万美元，主要是由于EES的营销和交易利润率上升，这主要是由于有利的市场状况 ；以及

●

其他电力公用事业部门增加1200万美元，原因是BLPC的燃料收入因油价上涨而增加 。

年初至今与2020年同期相比，2021年营业收入减少了 5700万美元。在没有增加1.44亿美元的MTM亏损的情况下，营业收入增加了8700万美元，原因是：

●

天然气公用事业和基础设施部门增加9600万美元，原因是PGS和NMGC的基本费率从2021年1月1日起上调 ，PGS的客户增长，以及PGS和NMGC的购买天然气调整条款收入因天然气价格上涨而增加。这一增长被CAD走强的影响部分抵消；

●

其他部门增加3900万美元，主要是由于EES的营销和交易利润率上升，这主要是由于有利的市场状况 ；以及

9

●

佛罗里达电力公用事业部门增加了2400万美元，主要原因是燃料成本上升导致燃料回收条款收入增加，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消。

这些影响被以下因素部分抵消：

●

由于2020年第一季度出售Emera缅因州，其他电力公用事业部门减少了5900万美元。

运营费用

与2020年第二季度相比，2021年第二季度的运营费用增加了1.24亿美元。如果不计入2020年300万美元的减值费用，运营费用增加了1.27亿美元，原因是：

●

由于天然气价格上涨，佛罗里达电力公用事业部门增加了6200万美元，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消；

●

天然气公用事业和基础设施部门增加2900万美元，原因是PGS和NMGC的天然气价格上涨， 部分被更强劲的CAD的影响所抵消；以及

●

由于BLPC油价上涨，其他电力公用事业部门增加了1600万美元。

年初至今2021年，与2020年同期相比，运营费用增加了6100万美元。不计入2020年2600万美元的减值费用，运营费用增加了8700万美元，原因是：

●

天然气公用事业和基础设施部门增加7800万美元，原因是PGS和NMGC的天然气价格上涨， 部分被更强劲的CAD的影响所抵消；以及

●

由于天然气价格上涨，佛罗里达电力公用事业部门增加了6600万美元，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消。

这些影响被以下因素部分抵消：

●

其他电力公用事业部门减少4800万美元，主要原因是2020年第一季度出售了缅因州的Emera。

其他收入，净额

其他收入，净减少年初至今2021年与2020年同期相比，主要是由于销售缅因州Emera的2020年税前收益。

利息支出，净额

利息支出，第二季度净额较低 年初至今2021年，与2020年同期相比，由于加元走强、公司债务偿还和利率下降的影响。

所得税费用(回收)

与2020年同期相比，2021年第二季度所得税退税增加的主要原因是扣除所得税拨备前的收入减少。所得税费用减少 年初至今2021年，与2020年同期相比，主要是由于缅因州埃默拉(Emera)的销售收益。

10

普通股股东应占净收益和调整后净收益

2021年第二季度，与2020年同期相比，普通股股东应占净收益的下降受到了主要与Emera Energy有关的税后MTM亏损增加1.09亿美元的不利影响，受到了2020年第二季度对Emera Maine销售的税后收益进行1200万美元调整的有利影响，也受到了2020年300万美元税后减值费用的有利影响。如果没有不利的MTM变化、2020年第二季度对Emera缅因州销售收益的调整 和2020年的减值费用，调整后的普通股股东应占净收益增加了1900万美元。这一增长主要是由于2020年第二季度宣布优先股息的时间安排，公司利息支出较低，以及EES和PGS的收益贡献增加。这些部分被更强劲的CAD和坦帕电气(Tampa Electric)较低的收益贡献的影响所抵消。

年初至今2021年，与2020年同期相比，普通股股东应占净收益受到2020年Emera缅因州销售税后收益3.09亿美元的不利影响，主要与Emera Energy有关的税后MTM亏损增加1.11亿美元，以及2020年2600万美元的税后减值费用受到不利影响。如果没有2020年Emera缅因州的销售净收益、不利的MTM变化和2020年的减值费用，调整后的普通股股东应占净收益增加6900万美元。这一增长主要是由于EES和 PGS的收益贡献增加，企业利息支出下降，新斯科舍省企业所得税税率降低导致2020年递延税重估，企业OM&G降低，以及2020年第二季度宣布优先股息的时间。这一增长被更强劲的CAD、BLPC于2018年作为监管负债在2020年确认之前推迟的企业所得税追回以及2020年第一季度出售Emera缅因州导致收益下降的影响部分抵消。

普通股收益和调整后每股收益基础

第二季度普通股每股收益基本下降，年初至今2021年，由于上文讨论的收益减少以及 加权平均流通股增加的影响。

第二季度调整后每股普通股收益较高，年初至今2021年，由于上文讨论的调整后收益增加，部分被加权平均已发行普通股增加的影响所抵消。

论外币折算的效果

Emera在国际上开展业务 ，包括在加拿大、美国和多个加勒比海国家。因此，该公司产生以当地货币计价的收入和费用，并将其转换为CAD进行财务报告。换算率的变化， 特别是美元对加元的价值变化，可能会对结果产生积极影响，也可能会产生负面影响。

总体而言，Emera的收益受益于疲软的加元 ，但受到加元走强的不利影响。任何时期的外汇影响都受汇率变化、该期间对外经营收益的时间、 期间对外经营收益的百分比以及为管理外汇收益敞口而进行的外汇现金流对冲的影响。

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境外业务的业绩按加权平均汇率折算， 境外业务的资产和负债按期末汇率折算。2021年和2020年加元/美元相关汇率如下：

		截至三个月								截至六个月								年终
		6月30日								6月30日								12月31日
对于		2021				2020				2021				2020				2020
加权平均加元/美元汇率		$	1.25			$	1.39			$	1.27			$	1.37			$ 1.34
期末加元/美元汇率		$	1.24			$	1.36			$	1.24			$	1.36			$ 1.27

与2020年第二季度相比，2021年第二季度民航局的加强减少了200万美元的净亏损，调整后的收益减少了1100万美元 。民航处的加强使收益减少了900万美元，调整后的收益减少了2000万美元年初至今2021年，与2020年同期 相比。

根据公司的风险管理政策，Emera通过匹配美元计价债务为其美国业务融资，并使用外币衍生品工具对冲特定交易和收益敞口，部分管理货币风险。Emera不会将衍生金融工具用于外币交易或投机目的。

下表包括Emera的重要部门，这些部门对调整后收益的贡献以美元计价。

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万美元		2021				2020				2021				2020
佛罗里达电力公司		$	102			$	106			$	167			$ 165
其他电力设施			-				(1)				6			14
燃气公用事业和基础设施(1)			21				14				77			59
			123				119				250			238
其他细分市场(2)			(37)				(40)				(39)			(63)
总计		$	86			$	79			$	211			$ 175

(1)包括PGS、NMGC、SeaCoast和M&NP的美元净收入。

(2)包括Emera Energy的美元调整后EES、贝尔斯登沼泽的净收入和Emera Inc.美元计价债务的利息支出

业务概述和展望

新冠肺炎大流行

公司的首要任务仍然是可靠地提供基本能源服务，以满足客户需求，同时维护客户和员工的健康和安全，并支持Emera 运营所在的社区。

虽然持续的新冠肺炎疫情继续对Emera 运营的服务地区产生不同程度的影响，但综合而言，新冠肺炎迄今尚未对2021年的净收益产生实质性的财务影响。资本项目延误和供应链中断也微乎其微。公司 继续关注与新冠肺炎相关的事态发展、经济状况以及地方和国家公共卫生部门的建议，并正在根据需要调整运营要求。

新冠肺炎未来对公司财务业绩和业务运营的影响程度目前无法预测 ，但预计2021年不会产生实质性的财务影响。未来的影响将取决于各种因素，包括大流行的持续时间和严重程度、疫苗接种的时间和有效性、政府的进一步行动以及未来的经济活动和能源使用。有关新冠肺炎未来对Emera及其业务的潜在影响的更多信息，请参阅公司2020年年度MD&A中的业务概述和展望 和流动性和资本资源部分。

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鉴于其现金状况、现有的银行融资和获得资本的渠道，该公司目前预计将继续拥有充足的流动性，但将继续关注新冠肺炎对未来现金流的影响。有关更多详细信息，请参阅流动性和资本资源部分。

如果适用，请参阅下面按细分市场划分的展望部分，了解附属公司的特定影响。

佛罗里达电力公司

佛罗里达电力公用事业公司由坦帕电力公司(Tampa Electric)组成，坦帕电力公司是一家垂直整合的监管电力公用事业公司，致力于发电、输电和配电，为佛罗里达州中西部的客户提供服务。

由于利率基数的持续增长，坦帕电气预计2021年的净资产收益率(ROE)接近允许范围的底部。坦帕电力的销售量预计将 与2020年相似，这得益于比近年来更温暖的天气。因此，坦帕电气预计收益将略低于2020年，其中包括由于FPSC于2020年批准的一项监管协议而产生的1600万美元无形软件摊销抵免的影响。坦帕电气预计，2021年客户增长率将与2020年持平，这反映了佛罗里达州目前预期的经济增长。

2021年8月6日，坦帕电气向FPSC提交了一项联合动议，要求批准坦帕电气和干预者就其2021年4月向FPSC提交的费率案达成的和解协议(和解协议)。和解协议规定，从2022年1月的账单开始，预计每年将增加1.91亿美元的费率。这一增长将 包括1.23亿美元的基本利率费用和6800万美元用于收回报废资产的成本，包括Big Bend煤炭发电资产1至3号机组和电表资产。和解协议还包括 随后的两次调整，分别为9000万美元和2100万美元，分别从2023年1月和2024年1月起生效，这两项调整与收回未来对Big Bend现代化项目和太阳能发电的投资有关。资本结构中允许的 股本将继续有54%来自投资者资金来源。和解协议包括允许的监管ROE区间为9.0%至11.0%，中间价为9.95%。它 还规定，如果美国国债收益率超过FPSC投票批准协议之日设定的特定门槛，允许的ROE区间和中间点增加25个基点，并增加1000万美元的收入。根据协议，从2022年1月1日到2024年12月31日，基本利率不会进一步变化, 除非Tampa Electric的净资产收益率(ROE)在该 时间内降至该范围的底部以下。和解协议包含一项条款，根据该条款，坦帕电气同意在税制变化成为法律或生效日期后180天内通过减少或增加基本收入来量化税率变化对净营业收入的未来影响 。和解协议在获得FPSC批准后才会生效。预计FPSC将在2021年10月之前考虑此事。

2021年7月19日，坦帕电气要求对其燃料和容量费用进行8300万美元的中期调整 ，从2021年9月客户账单起生效，原因是2021年燃料商品和容量成本增加。2021年8月3日，FPSC批准了收回2021年9月至12月期间成本的请求。

2021年，佛罗里达电力公用事业部门的资本投资预计约为12亿美元(2020-10亿美元)，其中包括AFUDC。资本项目包括太阳能投资、大弯发电站现代化的续建、风暴加固投资和AMI。

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加拿大电力公司

加拿大电力公用事业公司包括NSPI和Emera Newfinland&Labrador Holdings Inc.(enl？)。NSPI是一家垂直整合的监管电力公司，从事电力的生产、传输和分配，是新斯科舍省客户的主要电力供应商。ENL是一家控股公司，拥有NSPML和LIL的股权投资：两项输电投资 与开发位于拉布拉多丘吉尔河下游马斯喀特瀑布的824兆瓦水力发电设施有关。

NSPI

NSPI预计2021年的收益将接近其允许的ROE区间的低端，并预计利率基数和收益将高于2020年。假设2021年天气正常，经济从新冠肺炎疫情的影响中温和复苏，nspi预计销量将高于2020年。

2021年第一季度，NSPI根据新斯科舍省获得了2021年授予的排放限额 总量管制与交易计划规定。这些2021年的津贴将在2021年使用或在2022年结束的最初四年合规期内分配。随着 即将到来的Nova Scotia区块(NS区块)(如下所述)，NSPI有望满足该计划的要求，根据该计划，预计将通过授予的排放限额、减少的排放和 信用购买来实现合规总量管制与交易程序。NSPI预计，为遵守加拿大政府的法律和法规以及新斯科舍省总量管制与交易根据NSPI的监管框架，可以恢复项目规定。

来自可再生能源的能源将在马斯喀特瀑布水电项目(马斯喀特瀑布)通过海上通道输送的NS区块电力交付后增加。纳尔科能源公司(Nalcor Energy)已同意在2021年8月15日之前开始交付NS区块，这将在35年内每年为NSPI提供约900GWh的能源。此外，在NS区块的前五年，NSPI还有权从通过海上链路传输的补充能量区块获得约240GWh的额外能源。NSPI可以选择通过能源访问协议从纳尔科购买额外的市场定价能源 。根据协议，纳尔科有义务每年向NSPI提供平均至少1.2太瓦时的能源。纳尔科将继续努力，争取在2021年下半年完成下丘吉尔项目(包括马斯喀特瀑布和LIL)的建设完成和最终投产。

根据省级立法的可再生能源条例，40%的电力销售必须来自可再生能源。由于NS区块的延迟，省政府在立法允许的情况下，在2020年向NSPI提供了替代合规计划。替代合规计划 要求NSPI在2020至2022年期间向客户提供至少40%的可再生能源发电。NSPI期望达到这一替代合规标准。

2021年，NSPI的资本投资预计约为3.95亿美元(2020年为3.16亿美元)，其中包括AFUDC，主要用于支持系统可靠性和水电基础设施更新项目所需的资本项目 。

英语

与2020年相比，预计2021年NSPML和LIL的股权收益将更高。NSPML和LIL投资都记录为投资，受Emera简明合并资产负债表 的重大影响。

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NSPML

海通的股本收益 取决于NSPML批准的净资产收益率和运营业绩。NSPML批准的受监管ROE区间为8.75%至9.25%，基于高达30%的实际五季度平均受监管普通股权益 组成部分。

Marine Link资产于2018年1月15日投入使用，为纽芬兰和新斯科舍省之间的能源传输提供了支持，提高了可靠性和辅助效益，支持了这两个省的能源效率和可靠性。当下丘吉尔项目完成后，海上联系将以更大的容量传输。

NSPML已获得UARB的批准，将从NSPI收取高达1.72亿美元(2020-1.45亿美元)，用于在2021年收回与海上通道相关的成本。这是 根据NS区块开始的时间而定的高达1,000万美元的预扣，NSPML已推迟收取2,300万美元的折旧费用。NSPI 费率中包含约1.62亿美元。

麝鼠瀑布的四台发电机中有两台已经完工并可供使用，第一台将于2020年第三季度完工，第二台将于2021年第二季度完成。第三个单元预计 将于2021年第三季度完工。纳尔科将继续努力，争取在2021年下半年完成麝鼠瀑布和LIL的最终项目投产。纳尔科已同意在2021年8月15日之前开始交付NS区块，根据协议，NS区块将在未来35年内交付。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最终的资本成本申请，寻求批准收回与海上通道相关的资本成本，并请求设定2022年的费率 。UARB预计将在2022年初做出决定。

2021年，NSPML预计将在资本上投资约1000万美元(2020-700万美元)。

李尔

Enl是Nalcor在LIL的有限合伙人。LIL的建设已经完成，纳尔科将继续努力，争取在2021年最终投入使用。

LIL投资的股权收益基于股权投资的账面价值和批准的ROE。Emera目前的股权投资为6.55亿美元，其中包括4.1亿美元的股权出资和2.45亿美元的累计股权收益。下丘吉尔项目完成后，Emera在LIL中的总股本贡献 ，不包括累计股本收益，估计约为6.5亿美元。

现金 收益和股本回报将在纳尔科LIL投产后开始，在此之前，Emera将继续记录AFUDC的收益。纳尔科将继续努力，争取在2021年下半年完成LIL的最终项目试运行。

其他电力设施

其他电力公用事业公司包括Emera (加勒比海)公司(ECI)，这是一家拥有受监管电力公用事业的控股公司。ECI的受监管公用事业包括巴巴多斯岛上BLPC的垂直整合监管电力公用事业、大巴哈马岛的GBPC、多米尼加岛Domlec 51.9%的权益以及圣卢西亚岛Lucelec 19.5%的权益(按股权计算)。

2020年3月24日，Emera完成了对缅因州Emera的出售，该交易于2020年第一季度被纳入其他电力公用事业部门。

15

剔除缅因州Emera 2020年第一季度的收益贡献以及2020年第一季度对之前递延的1000万美元企业所得税退税的确认，预计2021年其他电力公用事业公司的收益将比前一年有所增长。

2021年第一季度，GBPC 通知GBPA它打算在2021年提交费率计划提案。

2020年11月6日，BLPC通知联邦贸易委员会，它计划向联邦贸易委员会提交一般费率 复核申请。这项申请预计将于2021年下半年提交。

2021年，其他电力公用事业部门的资本投资预计约为1.2亿美元(2020年约为1.11亿美元，其中1400万美元投资于缅因州的Emera项目)，主要投资于更高效、更清洁的发电来源，包括可再生能源 和电池储存。BLPC预计在2021年下半年完成33兆瓦柴油发动机厂的安装。这座33兆瓦的发电厂预计将提高效率，并为BLPC过渡到更多的可再生能源发电奠定基础。

燃气公用事业和基础设施

天然气公用事业和基础设施 包括PGS、NMGC、SeaCoast、Brunswick Pipeline和Emera在M&NP的非合并投资。PGS是一家受监管的天然气分销公用事业公司，从事购买、分销和销售天然气，为佛罗里达州的客户提供服务。NMGC是一家受监管的天然气分销公用事业公司，从事为新墨西哥州客户服务的天然气的购买、传输、分销和销售。海岸公司是一家受监管的州内天然气输送公司，在佛罗里达州提供服务。布伦瑞克管道是一条受监管的145公里长的管道，将再气化的液化天然气从新不伦瑞克的圣约翰输送到美国东北部的市场。

预计2021年天然气公用事业和基础设施收益将高于2020年，主要原因是 PGS和NMGC批准的基本费率上调。

PGS预计2021年的收益将在其允许的ROE范围内，并预计利率基数和收益将高于 2020年。PGS预计，2021年客户增长将高于佛罗里达州的人口增长率，反映出对佛罗里达州住房需求持续强劲以及商业活动趋于正常水平的预期。由于新冠肺炎疫情对2021年商业能源销售的影响预计不到2020年，预计PGS的销售量将超过客户增长 。2021年1月，根据FPSC批准的利率案例和解，基本利率上调于 生效，预计将带来3400万美元的收入增长。

NMGC的新费率申请 于2020年12月获得批准，并于2021年1月生效。新的费率每年带来大约500万美元的收入增长。NMGC预计2021年的收益将达到或接近其授权的ROE，并预计利率基数将比2020年高出 。NMGC预计客户增长率将与历史趋势一致。

2021年2月，新墨西哥州经历了一次极端寒冷的天气事件，导致天然气成本增加了1.08亿美元，超出了这段时间的正常支付水平。NMGC通常通过购买天然气调整条款收回天然气供应和相关成本。2021年4月16日，NMGC在NMPRC规则允许的情况下提交了非常救济动议，延长了增加的天然气成本的偿还期限，并收回了运输费用。2021年6月15日，NMPRC批准从2021年7月1日起在30个月内收回1.08亿美元及相关借款成本。

2021年，天然气公用事业和基础设施部门的资本投资 预计约为4.3亿美元(2020-5.53亿美元)，其中包括AFUDC。PGS将进行投资，以扩大其系统并支持客户增长。NMGC于2021年完成了圣达菲主线环路项目，并将继续投资于系统改进。

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其他

其他分部 包括正常年度低于单独报告门槛的业务运营；以及未直接分配给Emera子公司运营和 投资的公司费用和收入项目。

其他部门的业务运营包括Emera Energy和Emera Technologies LLC(ETL？)。Emera Energy包括全资拥有的实物能源营销和交易业务EES，以及拥有马萨诸塞州西北部600兆瓦抽水蓄能水电站Bear Swamp 50.0%股权的合资企业。ETL是一家全资拥有的 技术公司，专注于寻找向客户提供可再生能源和弹性能源的方法。

其他类别中包含的公司项目是某些公司范围的职能，包括执行管理、战略规划、财务服务、法律、财务报告、税务规划、公司业务发展、公司治理、投资者关系、风险管理、保险、 收购和处置相关成本、特定资产销售的损益以及公司人力资源活动。它包括记录在加拿大和美国的公司间收入中的公司间融资的利息收入和 公司债务的利息支出。它还包括与公司活动相关的成本，这些成本没有直接分配给Emera的子公司和投资。

EES的收益通常取决于市场状况。特别是，天然气和电力市场的波动性可能会受到天气、当地供应限制和其他供需因素的影响，可以提供更高水平的保证金机会。这项业务是季节性的，第一季度和第四季度通常提供了最大的盈利机会。EES通常预计实现 年调整后净收益1,500万至3,000万美元(4,500万至7,000万美元的保证金)，并有机会在市场状况出现时上行。

如果没有2020年第四季度东元危地马拉控股奖的收益，预计2021年其他部门的调整后净亏损将较低，主要原因是 利息支出减少，OM&G减少，EES收益增加。由于净亏损减少和ETL项目支出增加，预计税收增加将部分抵消这一减少。

2021年，其他细分市场的资本投资预计约为500万美元(2020-300万美元)。

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合并资产负债表亮点

简明综合资产负债表在2020年12月31日至2021年6月30日期间的重大变化包括：

数百万加元		增加 (减少)				解释
资产
衍生工具(当前和长期)			$ 57			由于大宗商品价格上涨而增加，部分被NSPI的衍生品工具结算所抵消
监管资产(流动和长期)			140			增加的原因是NMGC冬季事件气体成本回收、NSPI递延所得税监管资产增加以及NSPI燃料调整机制相关的延期增加。 NSPI与衍生工具相关的延期以及更强大的CAD对Emera外国附属公司翻译的影响部分抵消了这一增加
财产、厂房和设备，累计折旧和摊销后的净额			103			增加的原因是坦帕电气(Tampa Electric)、PGS和NSPI的增资，部分抵消了更强劲的CAD对Emera外国附属公司翻译的影响
商誉			(152)			减少的原因是更强大的CAD对Emera海外子公司的翻译产生了影响
负债和权益
短期债务和长期债务(包括本期 部分)			$ (66)			由于偿还TEC的短期债务、Emera和NSPI承诺的信贷安排的净偿还以及更强劲的CAD对Emera外国附属公司翻译的影响，导致下降。这一减幅因TEC和NMGC的长期债务净发行量而被部分抵销。
应付帐款			(87)			减少的原因是NMGC、PGS、NSPI的付款时间，以及更强大的CAD对Emera外国附属公司翻译的影响。NSPI衍生品工具的现金抵押品头寸增加了 ，部分抵消了这一减少
衍生工具(当前和长期)			91			由于2021年的新合同和现有头寸的变化而增加，部分被Emera Energy 2020年合同的逆转所抵消
普通股			252			由于Emera发行的股票而增加在市场上股权计划和股息再投资计划
累计优先股			196			因发行优先股而增加
累计其他综合收益			(183)			减少的原因是更强大的CAD对Emera海外子公司的翻译产生了影响
留存收益			(64)			因支付的股息超过净收入而减少

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发展动态

坦帕 电费案件和解协议

2021年8月6日，坦帕电气向FPSC提交了一项联合动议，要求批准坦帕电气和干预者就其2021年4月向FPSC提交的费率案达成的和解协议。和解协议规定，从2022年1月的账单开始，预计每年将增加1.91亿美元的费率。这 增加将包括1.23亿美元的基本费率费用和6800万美元用于收回报废资产的成本，这些资产包括Big Bend燃煤发电资产1至3号机组和电表资产。和解协议 还包括随后两年的调整，分别为9000万美元和2100万美元，分别从2023年1月和2024年1月起生效，与收回未来对Big Bend现代化项目和太阳能发电的投资有关 。资本结构中允许的股本将继续有54%来自投资者资金来源。和解协议包括允许的监管ROE区间为9.0%至11.0%，中间价为9.95%。和解协议在获得FPSC批准后才会生效。预计FPSC将在2021年10月之前考虑此事。有关和解协议的更多信息，请参阅商业概述和展望佛罗里达电力公用事业部分。

NS区块的交付

纳尔科公司已同意在2021年8月15日之前开始交付NS区块，根据协议，该区块将在未来35年内交付。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最终的资本成本申请，寻求批准收回与海上通道相关的资本成本，并请求设定2022年的费率。UARB预计将在2022年初做出决定。有关NS Block的更多信息，请参阅《业务概述和展望》、《加拿大电力公用事业》和《合同义务》一节。

优先股

2021年4月6日，Emera发行了800万股 累计最低利率重置的J系列优先股，每股25.00美元，初始股息率为4.25%。此次发行的总收益和净收益分别为2亿美元和1.96亿美元。 优先股发行的净收益用于一般公司用途。

委任

董事会

从2021年8月10日起，Gil C.Quiniones加入Emera董事会。奎尼奥内斯先生是纽约电力局(New York Power Authority)的总裁兼首席执行官。纽约电力局是美国最大的州公共电力组织，运营着16个发电设施和超过2200公里的输电线路。

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未清偿股票数据

普通股
		数百万				数百万
已发行和未偿还：		股票				加元
余额，2019年12月31日			242.48			$ 6,216
普通股发行(一)			4.54			251
按市价在采购计划项下以现金发行			3.99			219
根据股息再投资计划购买的股票折扣			-			(4)
根据高级管理层股票期权计划行使的期权			0.42			20
员工购股计划			-			3
平衡，2020年12月31日			251.43			$ 6,705
普通股发行(二)			2.34			128
按市价在采购计划项下以现金发行			2.29			121
根据股息再投资计划购买的股票折扣			-			(2)
根据高级管理层股票期权计划行使的期权			0.05			2
员工购股计划			-			3
余额，2021年6月30日			256.11			$ 6,957

(1)2020年，Emera发行了4544,025股普通股 在市场上计划(ATM计划)，平均价格为每股56.04美元，毛收入为2.55亿美元(扣除发行成本后为2.51亿美元)。

(2)2021年第二季度，Emera的自动柜员机计划发行了1,396,926股普通股，平均价格为每股56.95美元，总收益为8,000万美元(扣除发行成本后为7,800万美元)。在截至2021年6月30日的6个月里，Emera的自动柜员机计划发行了2337,026股普通股，平均价格为每股55.59美元，总收益为1.3亿美元(扣除发行成本后为1.28亿美元)。截至2021年6月30日，根据自动取款机计划，仍有1.15亿美元的总销售限额可供发行。Emera的自动取款机计划于2021年7月14日自动终止。有关详细信息，请参阅下面的内容。

截至2021年8月6日，已发行和已发行普通股数量为2.565亿股。

截至2021年6月30日的三个月，已发行普通股加权平均股份(包括已发行普通股和已发行普通股以及已发行递延股份单位)为2.558亿股(2020年为2.467亿股)，截至2021年6月30日的六个月为2.546亿股(2020年为2.457亿股)。

自动柜员机股票计划

Emera的自动柜员机计划于2021年7月14日自动终止，截止日期为2019年6月14日的公司简体基础货架招股说明书到期。Emera计划在2021年第三季度建立一个新的ATM计划。

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财务亮点

佛罗里达电力公司

所有金额均以美元报告，除非另有说明 。

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	532			$	454			$	979			$ 875
发电和购电用受管制燃料		$	156			$	93			$	284			$ 199
对综合净收入的贡献		$	102			$	106			$	167			$ 165
对综合净收入的贡献CAD		$	125			$	146			$	208			$ 225
对每股普通股合并收益的贡献基本 CAD		$	0.49			$	0.59			$	0.82			$ 0.92
净收入加权平均汇率升水 加元/美元		$	1.22			$	1.38			$	1.24			$ 1.37
EBITDA		$	240			$	236			$	437			$ 420
EBITDA/CAD		$	293			$	326			$	544			$ 574

净收入

下表总结了净收入变化的亮点 ：

对于		截至三个月				截至六个月
数百万美元		6月30日				6月30日
对2020年综合净收入的贡献		$	106			$ 165
增加营业收入-参见下面的营业收入-受监管的电气			78			104
增加发电和购买电力的燃料-参见下文规定的发电和购买电力燃料			(63)			(85)
由于2021年第二季度与条款相关的费用和员工福利成本增加，OM&G费用增加，部分被2021年第一季度计划维护停机的时间安排和较低的 劳动力和员工福利成本所抵消			(12)			(2)
由于房地产、厂房和设备的增加以及2020年的监管和解，折旧和摊销增加			(12)			(19)
大弯发电站现代化和太阳能项目增加了AFUDC的收入			3			7
其他			2			(3)
2021年对综合净收入的贡献		$	102			$ 167

与2020年第二季度的1.46亿美元相比，佛罗里达电力公用事业公司2021年第二季度对综合净收入的加元贡献减少了2100万美元，降至1.25亿美元。 年初至今与2020年同期的2.25亿美元相比，2021年，CAD对综合净收入的贡献减少了1700万美元，降至2.08亿美元。这两个时期的下降都是由于CAD增强的影响，反映资本投资增加和2020年监管和解的更高的折旧和摊销费用，以及 更高的OM&G费用。这些下降被AFUDC更高的收益部分抵消。

加元走强的影响使截至2021年6月30日的三个月和六个月的加元收益分别减少了1600万美元和2100万美元。

21

营业收入--受监管的电力公司

2021年第二季度，电力收入增加了7800万美元，达到5.32亿美元，而2020年第二季度为4.54亿美元。年初至今2021年，电力收入增加了1.04亿美元，达到9.79亿美元，而2020年同期为8.75亿美元。这两个时期的增长都是由于燃料成本上升导致燃料回收 条款收入增加。

下表按客户类别汇总了电力收入和销售量：

发电和购电管制燃料

2021年第二季度，用于发电和购买电力的受监管燃料增加了6300万美元，达到1.56亿美元，而2020年第二季度和今年到目前为止，2021年增加了8500万美元，达到2.84亿美元，而2020年同期为1.99亿美元。这两个时期的增长主要是由于天然气价格上涨 。

2021年第二季度每兆瓦时平均燃料成本增加 年初至今与2020年同期相比，主要是由于天然气价格上涨。

22

加拿大电力公司

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万加元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	341			$	335			$	784			$ 793
发电和购电用受管制燃料(1)		$	173			$	146			$	385			$ 340
股权投资收益		$	27			$	24			$	53			$ 51
对综合净收入的贡献		$	44			$	37			$	132			$ 129
对每股普通股合并收益的贡献 基本		$	0.17			$	0.15			$	0.52			$ 0.53
EBITDA		$	141			$	134			$	331			$ 327

(1)受监管的发电和购买电力燃料包括NSPI的燃料调整机制(FAM)和简明综合收益表中的固定成本 递延；但它不包括在分部概述中。

下表汇总了加拿大电力公用事业公司的贡献 ：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
NSPI		$	18			$	13			$	80			$ 78
NSPML的股权投资			14				12				27			27
LIL的股权投资			12				12				25			24
对综合净收入的贡献		$	44			$	37			$	132			$ 129

净收入

下表总结了净收入变化的亮点 ：

对于		截至三个月				截至六个月
数百万加元		6月30日				6月30日
对2020年综合净收入的贡献		$	37			$ 129
营业收入增加(减少)-参见下文《受监管的电气》中的营业收入			6			(9)
增加发电和购买电力的燃料-参见下文规定的发电和购买电力燃料			(27	)		(45)
FAM和固定成本延期减少，原因是与上年相比，本期燃料成本回收不足，部分被2020年向客户退还前几年燃料成本所抵消			26			55
由于财产、厂房和设备增加，折旧和摊销增加			(4	)		(7)
增加股权投资收入			3			2
其他收入增加，主要是由于减损成本摊销较低和外汇的有利变化			2			3
其他			1			4
2021年对综合净收入的贡献		$	44			$ 132

与2020年第二季度的3700万美元相比，2021年第二季度加拿大电力公用事业公司对综合净收入的贡献增加了700万美元，达到4400万美元。 年初至今与2020年的1.29亿美元相比，增加了300万美元，达到1.32亿美元。这两个时期的增长 主要是由NSPI的更高贡献推动的。这是由于较低的FAM和固定成本延期造成的。与2020年相比，收入中包含的Marine Link评估较低，以及由于物业、厂房和设备增加而导致的折旧和摊销增加，部分抵消了这些增长。

23

NSPI

营业收入调整电费

与2020年相比，2021年第二季度的营业收入增加了600万美元，达到3.41亿美元，而2020年第二季度的营业收入为3.35亿美元，原因是客户驱动的销售量和与燃料相关的定价增加，但与2020年相比，天气对销售量的影响和收入中包含的Marine Link评估较低部分抵消了这一影响。

年初至今2021年，与2020年同期的7.93亿美元相比，2021年的营业收入减少了900万美元，降至7.84亿美元 原因是收入中包含的Marine Link评估较低，以及天气对销售量的影响，但客户驱动的销售量和与燃料相关的定价增加部分抵消了这一影响。

下表按客户类别汇总了电力收入和销售量：

发电和购电管制燃料

2021年第二季度，用于发电和购买电力的受监管燃料增加了2700万美元，达到1.73亿美元，而2020年第二季度为1.46亿美元，以及年初至今与2020年同期的3.4亿美元相比，增加了4500万美元，达到3.85亿美元。这两个时期的增长都是由于 代组合的变化和更高的海上链路评估成本。与去年同期相比，大宗商品价格的上涨也是造成这一增长的原因之一。

24

2021年第二季度每兆瓦时平均燃料成本增加 今年到目前为止，与2020年同期相比。这主要是由于排放限制推动了发电组合的变化，来自IPP、进口和生物质发电等较低碳强度来源的发电量增加，抵消了固体燃料和天然气发电量的减少。更高的海上通道评估成本也导致了更高的平均燃料成本。大宗商品价格上涨 导致平均燃料成本同比上升。

NSPI的FAM监管余额增加了4500万美元，从2020年12月31日的2100万美元监管负债增加到2021年6月30日的2400万美元监管资产，这主要是由于本期燃料成本回收不足。

25

其他电力设施

除非另有说明，否则所有金额均以美元报告。

2020年3月24日， Emera完成了缅因州Emera的销售。有关更多详细信息，请参阅影响收益的重要项目部分。

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	87			$	69			$	161			$ 196
发电和购电用受管制燃料(1)		$	44			$	27			$	77			$ 77
调整后对综合净收入(亏损)的贡献		$	-			$	(1)			$	6			$ 14
调整后对合并净收入(亏损)的贡献 加元		$	-			$	(1)			$	7			$ 19
税后股权证券 MTM收益(亏损)		$	(1)			$	2			$	(1)			$ -
对综合净收入(亏损)的贡献		$	(1)			$	1			$	5			$ 14
对综合净收入(亏损)的贡献加元		$	(1)			$	2			$	6			$ 19
调整后对每股普通股合并收益的贡献 基本CAD		$	-			$	-			$	0.03			$ 0.08
对每股普通股合并收益的贡献基本 CAD		$	-			$	0.01			$	0.02			$ 0.08
净收入加权平均汇率升水 加元/美元		$	1.31			$	1.39			$	1.25			$ 1.37
调整后的EBITDA		$	17			$	16			$	39			$ 56
调整后的EBITDA插入CAD		$	21			$	22			$	49			$ 76
(1)受监管的发电和购电燃料包括2020年与缅因州埃默拉有关的输电池费用 下表汇总了其他电力公用事业公司调整后的贡献：
		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万美元		2021				2020				2021				2020
BLPC		$	-			$	2			$	2			$ 13
GBPC			-				-				5			1
缅因州埃默拉			-				-				-			4
其他			-				(3)				(1)			(4)
调整后对合并净收入的贡献 (亏损)		$	-			$	(1)			$	6			$ 14

剔除MTM的变化，2021年第二季度其他电力公用事业CAD对合并净收入的贡献与2020年第二季度一致 。今年到目前为止，与2020年同期的1900万美元相比，民航局的捐款减少了1200万美元，降至700万美元。出售Emera(Br)缅因州的收入减少了600万美元。BLPC的贡献减少是由于确认了与2018年12月颁布较低的企业所得税税率 有关的2020年第一季度之前递延的1000万美元的企业所得税退还。这些减少被确认保险收益和GBPC较高的其他收入以及较低的利息成本部分抵消。

在截至6月30日的三个月里，外汇汇率的影响微乎其微。今年到目前为止，民航局的加强减少了收益和调整后的收益 100万美元。

营业收入--受监管的电力公司

2021年第二季度营业收入增加了1800万美元，达到8700万美元，而2020年第二季度为6900万美元，原因是BLPC的燃料收入因油价上涨而增加。年初至今2021年，与2020年同期的1.96亿美元相比，收入减少了3500万美元，降至1.61亿美元。同比下降 是出售缅因州Emera的结果，但部分被BLPC因油价上涨而增加的燃料收入所抵消。

26

2021年第二季度的电力销售量为306GWh，而2020年第二季度为290GWh。今年到目前为止，电力销售量为595GWh，而2020年同期为601GWh。

用于 发电和购买电力的受管制燃料

由于BLPC油价上涨，2021年第二季度用于发电和购买电力的受监管燃料增加了1700万美元，达到4400万美元，而2020年第二季度为2700万美元。年初至今2021年，用于发电和购买电力的受监管燃料为7700万美元，与2020年同期持平 ，原因是BLPC的油价上涨被2020年Emera缅因州的传输池费用抵消。

燃气公用事业和基础设施

除非另有说明，否则所有金额均以美元报告。

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
受监管天然气的营业收入(1)		$	198			$	150			$	510			$ 400
营业收入不受监管			4				3				7			6
营业总收入		$	202			$	153			$	517			$ 406
天然气管制成本		$	55			$	30			$	179			$ 111
股权投资收益		$	4			$	4			$	8			$ 7
对综合净收入的贡献		$	28			$	18			$	91			$ 71
对综合净收入的贡献CAD		$	34			$	27			$	114			$ 97
对每股普通股合并收益的贡献基本 CAD		$	0.13			$	0.11			$	0.45			$ 0.39
净收入加权平均汇率升水 加元/美元		$	1.23			$	1.39			$	1.26			$ 1.35
EBITDA		$	74			$	58			$	192			$ 161
EBITDA/CAD		$	91			$	82			$	241			$ 219

(1)受监管天然气的营业收入包括截至2021年6月30日的三个月来自Brunswick Pipeline的1200万美元(2020-1100万美元) 和截至2021年6月30日的6个月的2300万美元(2020-2200万美元)；然而，它不包括在下面的天然气收入分析中。

下表总结了天然气公用事业和基础设施的贡献：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万美元		2021				2020				2021				2020
PGS		$	19			$	11			$	46			$ 29
NMGC			(2)				-				22			23
其他			11				7				23			19
对综合净收入的贡献		$	28			$	18			$	91			$ 71

27

净收入

下表总结了净收入变化的要点：

对于		截至三个月				截至六个月
数百万美元		6月30日				6月30日
对2020年综合净收入的贡献		$	18			$ 71
增加天然气运营收入-请参阅下面的运营收入-受监管的天然气			48			110
天然气销售成本增加-请参阅下面的天然气监管成本			(25)			(68)
因财产、厂房和设备增加而增加的折旧和摊销费用			(4)			(7)
由于PGS和NMGC的劳动力成本上升，OM&G费用增加			(6)			(8)
其他			(3)			(7)
2021年对综合净收入的贡献		$	28			$ 91

2021年第二季度，天然气公用事业和基础设施公司对综合净收入的加元贡献增加了700万美元，达到3400万美元 ，而2020年第二季度为2700万美元，年初至今从2020年的9700万美元增加到1.14亿美元，增加了1700万美元。 这两个时期的增长都是由于基本费率提高和客户增长导致PGS的基本收入增加。

外汇汇率变化的影响 减少了截至2021年6月30日的三个月的加元收益和年初至今2021年分别增加400万美元和800万美元。

营业收入：受监管的天然气

2021年第二季度，天然气公用事业和基础设施的运营收入增加了4800万美元，达到1.98亿美元，而2020年第二季度和年初至今增加 1.1亿美元至5.1亿美元，而2020年同期为4亿美元。这两个时期的增长都是由于PGS和NMGC的基本费率从2021年1月1日起上调，PGS的客户增长，以及由于天然气价格上涨，PGS和NMGC的 购买天然气调整条款收入增加。

天然气收入和销售量按 客户类别汇总在下表中：

28

天然气管制成本

2021年第二季度，天然气的监管成本增加了2500万美元，达到5500万美元，而2020年第二季度和年初至今2021年第二季度增加了6800万美元，达到1.79亿美元，而2020年同期为1.11亿美元。这两个时期的增长都是由于PGS和NMGC的天然气价格上涨。

下表汇总了按类型划分的天然气销售情况：

其他

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
百万加元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营销及交易保证金(1)(2)		$	-			$	(13)			$	67			$	28
其他不受监管的营业收入			9				6				17				15
营业总收入不受监管		$	9			$	(7)			$	84			$	43
股权投资收益		$	4			$	8			$	11			$	17
调整后对综合净收入(亏损)的贡献		$	(66)			$	(91)			$	(81)			$	(159)
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				(12)				-				309
减值费用，税后净额			-				(3)				-				(26)
税后衍生工具MTM 亏损			(153)				(48)				(123)				(13)
对综合净收入(亏损)的贡献		$	(219)			$	(154)			$	(204)			$	111
调整后对每股普通股合并收益的贡献 基本		$	(0.26)			$	(0.37)			$	(0.32)			$	(0.65)
对每股普通股合并收益的贡献 基本		$	(0.86)			$	(0.62)			$	(0.80)			$	0.45
调整后的EBITDA		$	(11)			$	(20)			$	54			$	(3)

(1)营销和交易保证金是指EES购买和销售天然气和电力、管道和存储容量 成本以及能源资产管理服务的收入。

(2)营销和交易保证金不包括2021年第二季度2.05亿美元的税前MTM亏损(2020-8700万美元亏损)和1.67亿美元的亏损年初至今(2020年损失2400万美元)。

下表汇总了其他调整后的贡献：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
埃默拉能源		$	(1)			$	(7)			$	42			$ 14
公司缴费请参阅下面的调整后缴费明细			(61)				(82)				(115)			(169)
Emera技术公司			(3)				(2)				(6)			(4)
其他			(1)				-				(2)			-
调整后对合并净收入的贡献 (亏损)		$	(66)			$	(91)			$	(81)			$ (159)

29

净收入

下表总结了 净收入变化的要点：

对于		截至三个月				截至六个月
数百万加元		6月30日				6月30日
对2020年合并净收入(亏损)的贡献		$	(154)			$ 111
增加营销和交易保证金-参见Emera Energy			13			39
OM&G季度环比增加的主要原因是长期薪酬增加。OM&G同比下降的主要原因是长期薪酬较低			(2)			14
现金流套期保值的已实现外汇收益，以对冲外汇收益敞口			8			13
由于加元走强、债务偿还和利率下降的影响，利息支出减少			9			22
2020年第一季度颁布较低的新斯科舍省企业所得税税率导致的递延所得税净资产和负债重估，包括与MTM相关的200万美元 回收			-			11
所得税退税减少，主要是由于拨备所得税前亏损减少所致			(7)			(28)
优先股股息减少的主要原因是时机			12			12
2020年销售和减值费用收益，税后净额			15			(283)
这两个时期的MTM净亏损都有所增加，主要原因是现有头寸的变化和现金流对冲汇兑损失的增加，但部分抵消了2021年天然气运输资产摊销减少的影响			(105)			(108)
其他			(8)			(7)
2021年对合并净收入(亏损)的贡献		$	(219)			$ (204)

埃默拉能源

2021年第二季度营销和交易利润率 增加1,300万美元至零，而2020年第二季度亏损1,300万美元，原因是几个关键市场领域的天气有利影响，导致市场价格上涨和波动性，从而导致天然气利润率更高 。

今年到目前为止，2021年利润率增加了3900万美元，达到6700万美元，而2020年同期为2800万美元。除了上面提到的2021年第二季度差额外，这一增长还反映了美国中南部地区2月中旬的极端天气事件 ，这大幅提高了Emera Energy存在的邻近市场的定价和波动性，使该业务能够获利。东北地区虽然季节性寒冷，但在很大程度上没有受到天气事件的影响，但在整个第一季度仍提供了稳定的机会。

30

公司

下表汇总了公司调整后的亏损：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
运营费用(1)		$	17			$	15			$	17			$ 31
利息支出			66				75				134			156
所得税费用(回收)			(21)				(26)				(39)			(59)
优先股息			11				23				22			34
由于2020年新斯科舍省企业所得税税率下调，与企业递延所得税资产和负债重估相关的所得税支出			-				-				-			9
其他(2)			(12)				(5)				(19)			(2)
公司调整后净亏损		$	(61)			$	(82)			$	(115)			$ (169)

(1)营业费用包括OM&G和折旧。

(2)其他包括为对冲外汇收益敞口而进行的现金流对冲的已实现外汇收益，2021年第二季度包括500万美元的收益(2020- 300万美元的亏损)和年初至今收益900万美元(2020年-亏损400万美元)。

流动性和资本资源

该公司从其各种受监管和不受监管的能源投资中获得来自内部的 现金。公用事业客户群因客户类别中的销售量和收入而多样化。Emera的不受监管的业务提供了不同的收入来源和业务对手方。可能影响公司产生现金能力的情况包括Emera服务的市场的普遍经济低迷 、一个或多个大客户的流失、影响客户费率的监管决定以及监管资产的收回和环境法规的变化。Emera的子公司一般处于向Emera支付现金股息的财务状况 ，前提是它们在支付股息后不违反债务契约(如适用)，并维持其信用指标。

持续的新冠肺炎大流行，包括政府应对这一流行病的措施，已导致Emera服务的所有市场的经济放缓。经济复苏的速度和力度是不确定的，可能在不同的司法管辖区有所不同。有关COVID对Emera及其业务的潜在未来影响的更多信息，请参阅公司2020年度MD&A中的业务概述和展望以及流动性和资本资源部分。

在合并的基础上，新冠肺炎到2021年为止还没有对净收益产生实质性的财务影响，预计2021年也不会产生实质性的财务影响。有关更多讨论，请参阅业务概述和新冠肺炎大流行展望。到目前为止，没有重大的客户违约，截至2021年6月30日，信用损失拨备的调整有所增加，但 没有对收益产生实质性影响。目前尚不清楚客户不付款造成的潜在信用损失的全部影响，但预计不会有实质性影响。公用事业公司将继续 监控客户帐户，并与客户就付款安排进行合作。

鉴于其 现金状况、现有银行设施和获得资本的渠道，该公司目前预计将继续拥有充足的流动性，但将继续关注新冠肺炎对未来现金流的影响。

31

Emera未来的流动资金和资本需求将主要用于营运资金需求、持续利率 基础投资、业务收购、绿地开发、股息和偿债。Emera有一项74亿美元的资本投资计划，2021年至2023年 这段时间内，潜在的额外资本机会为12亿美元。该计划包括在可再生能源和清洁发电、基础设施现代化和以客户为中心的技术方面对整个产品组合进行的重大费率基础投资。受监管的公用事业公司的资本投资需要获得监管部门的批准。目前无法预测新冠肺炎未来对公司资本状况的影响程度 。公司对其资本投资计划具有灵活性，并将继续关注时事和新冠肺炎的相关影响。

Emera计划使用运营现金和公用事业公司筹集的债务来支持正常运营，偿还现有债务和资本要求。在公司的某些公用事业部门筹集的债务 需要获得适用的监管部门的批准。支持本公司资本投资计划的股本需求预计将通过发行优先股和通过Emera的股息再投资计划发行普通股提供资金。在市场上程序。

Emera拥有不同期限的信贷安排，累计提供34亿美元的信贷，其中约18亿美元未提取，截至2021年6月30日可用。截至2021年6月30日，该公司持有2.07亿美元的现金余额。有关进一步讨论，请参阅下面的债务管理部分。有关信贷安排的更多信息，请参阅简明合并中期财务报表 中的附注19和20。

合并现金流亮点

截至2021年6月30日至2020年6月30日的6个月间，简明综合现金流量表的重大变化包括：

数百万加元		2021				2020				变化
现金、现金等价物和受限现金， 期初		$	254			$	274			$ (20)
提供者(用于)：
营运资金变动前的经营现金流			684				816			(132)
营运资金变动			(53)				(75)			22
经营活动		$	631			$	741			$ (110)
投资活动			(993)				78			(1,071)
融资活动			320				(712)			1,032
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响			(5)				(43)			38
期末现金、现金等价物和限制性现金		$	207			$	338			$ (131)

经营活动现金流

截至2021年6月30日的6个月，运营活动提供的净现金减少1.1亿美元，至6.31亿美元，而2020年同期为7.41亿美元。

营运资本变动前的运营现金减少了1.32亿美元。减少的主要原因是NMGC的天然气成本因 2021年2月极端寒冷天气事件而推迟，坦帕电气(Tampa Electric)条款相关成本的回收不足增加，以及2020年第一季度出售缅因州Emera。这部分被Emera Energy增加的营销和交易保证金所抵消。

营运资本的变化使营运现金流增加2,200万美元，原因是NSPI衍生工具的现金抵押品头寸发生有利变化。 这被NSPI于2020年收到2019年所得税退款、NMGC的应付账款支付时间、Emera Energy的现金抵押品头寸的不利变化以及 NMGC的应收账款的不利变化部分抵消。

32

投资活动的现金流

截至2021年6月30日的6个月，用于投资活动的净现金增加了10.71亿美元，达到9.93亿美元，而2020年同期投资活动提供的现金为7800万美元。这一增长是由于2020年出售缅因州Emera获得的14亿美元收益，但部分被2021年资本支出减少所抵消。

截至2021年6月30日的6个月，包括AFUDC在内的资本支出为10.26亿美元，而2020年同期为13.43亿美元。 按细分市场划分的2021年资本支出详情如下：

●

5.6亿美元-佛罗里达电力公司(2020年为7.11亿美元)；

●

1.56亿美元-加拿大电力公用事业(2020年为1.76亿美元)；

●

5100万美元--其他电力公用事业(2020年为9300万美元)；

●

2.57亿美元-天然气公用事业和基础设施(2020年为3.61亿美元)；以及

●

200万美元-其他(2020年200万美元)。

融资活动的现金流

截至2021年6月30日的6个月，融资活动提供的净现金增加了10.32亿美元，达到3.2亿美元，而2020年同期融资活动使用的现金为7.12亿美元。这一增长是由于坦帕电气(Tampa Electric)、NMGC和PGS于2021年发行长期债务的净收益，2020年东元金融(TECO Finance)偿还长期债务的净收益，东元金融(TECO Finance)和Emera承诺信贷安排的净偿还减少，以及发行优先股。这被TEC较高的短期债务净偿还和NSPI 2020年长期债务净收益的增加所部分抵消。

33

合同义务

截至2021年6月30日，今后五年每年及其后的合同承付款包括以下内容：

数百万加元		2021				2022				2023				2024				2025				此后				总计
长期债务本金		$	131			$	512			$	801			$	625			$	226			$	11,881			$ 14,176
付息义务(一)			301				592				570				555				536				6,949			9,503
交通(2)			301				427				352				309				276				2,656			4,321
购电(3)			148				219				218				236				233				2,139			3,193
燃料、气体供应和储存			362				187				45				42				37				22			695
基本工程项目			430				121				91				-				-				-			642
资产报废义务			9				2				7				2				2				389			411
长期服务协议(4)			57				65				70				50				35				116			393
养老金和退休后债务(5)			15				37				31				32				31				185			331
股权投资承诺(6)			-				240				-				-				-				-			240
租约及其他(7)			10				16				16				15				8				118			183
需求侧管理			19				45				-				-				-				-			64
长期应付款项			2				5				5				-				-				-			12
		$	1,785			$	2,468			$	2,206			$	1,866			$	1,384			$	24,455			$ 34,164

(1)未来的利息支付是基于所有债务在到期前都未偿还的假设来计算的。对于浮动利率的债务 工具，使用2021年6月30日的有效利率计算所有未来期间的利息，包括根据相关掉期协议预期需要支付的任何款项。

(二)各管道燃料运输和运力采购承诺书。包括与 PGS和SeaCoast之间的天然气运输合同有关的1.41亿美元的承诺，该合同将持续到2040年。

(3)每年要求从IPPS或其他公用事业公司购买不同合同期的电力产品。

(4)某些发电设备的维护、与发电设施和风电运营相关的服务 协议、计算机和通信基础设施的外包管理以及植被管理。

(5)估计合同义务是： 计算为注册基金养老金计划的当前法律规定的缴费(不包括清盘的可能性)，加上根据NSPI的集体谈判协议签订的进一步福利应计费用的估计成本 ，以及与其他无基金福利计划相关的估计福利支付。

(6)Emera承诺 向LIL出资。

(7)包括建筑物、土地、电信服务和轨道车辆的运营租赁协议、传输权和投资承诺。

麝鼠瀑布的四台发电机中有两台已经完工并投入使用，第一台将于2020年第三季度完工，第二台将于2021年第二季度投入使用。第三个单元预计将于2021年第三季度完工。纳尔科将继续努力，争取在2021年下半年完成麝鼠瀑布和LIL的最终项目调试。

UARB批准的2021年摊款约为1.72亿美元。这将受到高达1,000万美元的预扣，这取决于NS Block 开始的时间，NSPML已推迟收取2,300万美元的折旧费用。纳尔科已同意在2021年8月15日之前开始交付NS区块，根据与纳尔科的协议，NS区块将在未来35年内交付 。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最终的资本成本申请，寻求批准收回与海上通道相关的资本成本，并要求设定2022年的费率。

NSPI有合同义务自2018年1月15日启用之日起约38年内向NSPML支付使用Marine Link的费用。作为NSPI 2020-2022年燃料稳定计划的一部分，税率将分别包括2021年和2022年的1.64亿美元和1.62亿美元。NSPI燃料稳定性计划中包含的金额 与UARB通过NSPML中期评估申请批准的金额之间的任何差异将通过FAM解决。在38年承诺期的剩余时间内，向NSPML支付的时间和金额取决于向UARB提交的监管文件。

一旦马斯喀特瀑布和LIL获得全部电力， Emera和Nalcor之间的商业协议要求True UPS敲定双方各自与Marine Link和LIL相关的投资义务。

34

Emera已承诺，如果提出请求，将获得纳尔科的某些传输权，使其能够传输纽芬兰、拉布拉多或新斯科舍省未使用的能源 。当纳尔科于2021年8月15日开始交付NS区块时，这种能源可以从新斯科舍省传输到新英格兰能源市场，从马斯喀特瀑布水力发电设施的第一批商业电力开始，以及相关的传输资产，并持续50年。由于签订了传输权合同，因此义务包含在上述 表中的租赁和其他条款中。

债务管理

除了运营产生的资金外，根据下表，Emera及其子公司总共可以获得约34亿美元的加元或美元银团信贷额度。

														未绘制
						信用								和
数百万美元		成熟性				设施				已利用				可用
Emera Set无担保承诺循环信贷安排			2024年6月			$	900			$	174			$ 726
Tec(美元)无担保承诺循环信贷安排 (1)			2023年3月				800				411			389
NSPI的无担保承诺循环信贷安排			2024年10月				600				231			369
紧急情况下不安全的非循环设施			2021年12月				400				400			-
东元金融(美元)无担保承诺循环信贷 融资			2023年3月				400				232			168
NMGC(美元)无担保承诺循环信贷 融资			2023年3月				125				9			116
NMGC(美元)-无担保 非循环设施			2022年9月				100				100			-
其他(美元)无担保承诺循环信贷 融资			五花八门				35				23			12

(1)该设施可供坦帕电力公司和PGS公司使用。截至2021年6月30日，坦帕电气使用了3.12亿美元，PGS使用了9900万美元。

Emera及其子公司有与其信贷安排相关的债务契约。Covenes定期进行测试 截至2021年6月30日，公司符合Covenant要求。

Emera及其子公司最近的重大融资活动 将在下面逐个细分讨论：

佛罗里达电力公司

2021年5月25日，TEC设立了商业票据项目。商业票据计划下的可用金额可以借入、偿还和再借入，未偿还票据的总金额在任何时候都不超过8亿美元。发行的全额商业票据由TEC的信贷融资支持，导致等额的信贷融资被视为已提取且不可用。

2021年5月15日，TEC偿还了2.78亿美元到期5.4%的票据。这些票据是使用现有的信贷安排偿还的。

2021年3月18日，TEC完成了8亿美元优先票据的发行。此次发行包括4亿美元的优先票据，利率为2.40%，到期日为2031年3月15日；4亿美元的优先票据，利率为3.45%，到期日为2051年3月15日。

由于上述8亿美元优先票据的发行，TEC于2021年3月23日偿还了3亿美元的非循环定期贷款。Tec还偿还了1.5亿美元的应收账款担保借款工具，该协议随后到期，并于2021年3月22日终止。

35

燃气公用事业和基础设施

2021年7月16日，布伦瑞克管道公司将其2.5亿美元信贷安排的到期日从2023年5月17日延长至2025年6月30日。 与之前的协议相比，商业条款没有其他重大变化。

2021年3月25日，NMGC签订了一项1亿美元的无担保、非循环信贷安排，到期日为2022年9月23日。信贷安排包含惯例陈述和担保、违约事件、财务和其他契约，并根据LIBOR、最优惠利率或联邦基金利率加上保证金计息。此次发行的收益用于支付因2021年2月的严寒天气事件而导致的高于正常水平的天然气成本(有关更多详细信息， 请参阅《业务概述和展望-天然气公用事业和基础设施》一节)。

2021年2月5日，NMGC完成了2.2亿美元优先票据的发行。此次发行包括7000万美元的优先票据，利率为2.26%，到期日为2031年2月5日；6500万美元的优先票据，利率为2.51%，到期日为2036年2月5日；以及8500万美元的优先票据，利率为3.34%，到期日为2051年2月5日。此次发行所得资金 用于偿还2021年到期的2亿美元票据，该票据于2020年12月31日被归类为长期债务。

其他

2021年7月23日，Emera将其9亿美元无担保承诺循环信贷安排的到期日从2024年6月30日延长至2026年6月30日 。与之前的协议相比，商业条款没有其他重大变化。

2021年6月4日，Emera US Finance LP完成了7.5亿美元优先票据的发行。此次发行包括4.5亿美元的优先票据，利率为2.64%，到期日为2031年6月15日；3亿美元的优先票据，利率为0.83%，到期日为2024年6月15日。美元优先票据由Emera和Emera全资子公司Emera美国控股公司担保。

作为上述7.5亿美元优先票据发行的结果，Emera US Finance LP于2021年6月15日到期偿还了之前未偿还的7.5亿美元优先票据。

优先股发行

2021年4月6日，Emera发行了800万股累计最低利率重置的J系列优先股，每股25.00美元，初始股息率为4.25%。此次发行的总毛收入和净收益分别为2亿美元和1.96亿美元。

信用证保函

Emera的担保和信用证与公司2020年度MD&A中披露的内容一致，更新如下 ：

公司向已向Emera及其子公司提供信贷的第三方 备有4900万美元(2020年12月31日-5500万美元)的备用信用证和担保债券。这些信用证和担保债券通常期限为一年，并根据需要每年续签。

36

NSPI已代表其子公司NS Power Energy Marketing Inc.出具金额为2,800万美元(2020年12月31日-1,800万美元)的担保，以确保根据与第三方供应商的采购协议承担义务。保函的期限各不相同，并将根据需要续签。

与关联方的交易

在正常业务过程中，Emera 提供能源和其他服务，并与其子公司、联营公司和其他关联公司以类似于向非关联方提供的条款进行交易。根据 利率管制实体的会计准则，公司间余额和 公司间交易已在合并时冲销，但非受监管实体和受监管实体之间的某些交易的净利润除外。所有材料的金额都是在正常的利息和信用条件下。

Emera与其关联公司之间的重大交易如下 ：

●

NSPI和NSPML之间与海上通道评估相关的交易在简明合并损益表 中报告。NSPI的费用在受监管的发电燃料和购买电力中报告，截至2021年6月30日的三个月总计3600万美元(2020-2700万美元)，截至2021年6月30日的六个月总计6400万美元(2020-5500万美元)。NSPML被计入股权投资，因此，与这一收入相关的相应收益反映在股权投资收入中。有关更多详细信息，请参阅 业务概述和展望-加拿大电力公用事业-enl？和？合同义务？部分。

●

从M&NP购买的天然气运输能力在 收入的简明合并报表中报告。M&NP报告称，截至2021年6月30日的三个月，非监管运营收入净额为300万美元(2020-300万美元)，截至2021年6月30日的6个月为1000万美元(2020-1100万美元)。

截至2021年6月30日和2020年12月31日，Emera与其关联 公司之间在Emera简明合并资产负债表上报告没有重大应收或应付款项。

风险管理和金融工具

Emera的风险管理概况和实践与公司2020年度MD&A中披露的风险管理概况和做法没有实质性变化。

资产负债表确认的套期保值项目

公司 在资产负债表上有以下类别，与有效套期保值关系中的衍生品相关：

截至		6月30日				12月31日
数百万加元		2021				2020
衍生工具资产(流动资产和其他资产)		$	-			$ 1
衍生工具净资产		$	-			$ 1

37

在净利润中确认的套期保值影响

本公司确认以下类别下与套期保值关系有效部分相关的收益(亏损)：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
营业收入受监管		$	-			$	(1)			$	-			$ (2)
有效净亏损		$	-			$	(1)			$	-			$ (2)

上表反映的实际净亏损将在净收入中由当期实现的套期保值项目抵销。

资产负债表上确认的监管项目

本公司在资产负债表上有 以下与监管延期的衍生品相关的类别：

截至		6月30日				12月31日
数百万加元		2021				2020
衍生工具资产(流动资产和其他资产)		$	92			$ 14
监管资产(流动资产和其他资产)			40			65
衍生工具负债(流动负债和长期负债 )			(40)			(62)
监管负债(流动负债和长期负债)			(95)			(15)
净(负债)资产		$	(3)			$ 2

在净利润中确认的监管影响

该公司确认以下与接受监管延期的衍生品有关的净亏损如下：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
发电和购电用受管制燃料(1)		$	(7)			$	(5)			$	(4)			$ (10)
净亏损		$	(7)			$	(5)			$	(4)			$ (10)

(一)当期结算消费的衍生工具已实现损益，已终止的套期保值关系或套期交易不再可能发生。库存中记录的已实现收益(亏损)将在对冲项目消耗时在受监管的发电燃料和购买的电力中确认。

资产负债表上确认的高频交易项目

本公司在资产负债表上有以下与高频交易衍生品相关的 类别：

截至		6月30日				12月31日
数百万加元		2021				2020
衍生工具资产(流动资产和其他资产)		$	49			$ 68
衍生工具负债(流动负债和长期负债 )			(389)			(275)
衍生工具净负债		$	(340)			$ (207)

38

在净收入中确认的高频交易项目

本公司在净收入中确认了与高频交易衍生品有关的以下已实现和未实现收益(亏损)：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
营业收入- 不受监管		$	(120)			$	10			$	9			$ 222
购买电力的非管制燃料			-				-				1			(4)
净收益(亏损)		$	(120)			$	10			$	10			$ 218

资产负债表中确认的其他衍生产品

本公司在资产负债表上有以下与其他衍生品相关的类别：

截至		6月30日				12月31日
数百万加元		2021				2020
衍生工具资产(流动资产和其他资产)		$	14			$ 15
衍生工具负债(流动负债和长期负债 )			-			(1)
衍生工具净资产		$	14			$ 14

在净收入中确认的其他衍生产品

该公司在净收入中确认了与其他衍生品相关的以下收益(亏损)：

		截至三个月								截至六个月
对于		6月30日								6月30日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
OM&G		$	1			$	(6)			$	6			$ (7)
其他收入，净额			2				10				3			-
总收益(亏损)		$	3			$	4			$	9			$ (7)

信息披露和内部控制

管理层 负责建立和维护充分的披露控制程序(DC&P)和财务报告内部控制(ICFR)，如National Instrument 52-109《发行人年度和中期文件中的披露认证》所定义。本公司的内部控制框架以特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告《内部控制-综合框架(2013)》中公布的标准为基础。管理层，包括首席执行官和首席财务官，评估了公司截至2021年6月30日的DC&P和ICFR的设计，以根据USGAAP就财务报告的可靠性提供合理保证。

管理层认识到内部控制系统固有的 局限性，无论设计得有多好。被确定为设计适当的控制系统只能对财务报告的可靠性提供合理保证，可能无法防止或检测 所有错误陈述。

在截至2021年6月30日的季度内，本公司的ICFR并无重大影响或合理地 可能对本公司财务报告的内部控制产生重大影响的变化。

39

关键会计估计

根据美国公认会计准则编制合并财务报表需要管理层做出估计和假设。这些因素可能会影响在财务报表日期报告的 资产和负债额，以及报告期内报告的收入和费用。需要使用管理层估计的重要领域涉及受利率管制的资产和负债、信贷损失拨备、累计移除成本准备金、养老金和退休后福利、未开单收入、可折旧资产的使用年限、商誉和长期资产减值评估、所得税、 资产报废义务以及金融工具的估值。管理层根据历史经验、当前和预期条件以及作出假设时被认为合理的假设，持续评估本公司的估计 ，并在收入出现时确认任何调整。

管理层分析了新冠肺炎大流行对其估计和假设的影响，得出结论，截至2021年6月30日的三个月和六个月不需要进行实质性调整。

新冠肺炎未来对公司财务业绩和业务运营的影响程度目前无法预测 ，将取决于未来的发展，包括疫情的持续时间和严重程度、疫苗接种的时间和有效性、进一步的潜在政府行动以及未来的经济活动和能源使用。实际结果 可能与这些估计值大不相同。

商誉减值评估

管理层考虑了新冠肺炎疫情对未来收益的潜在影响是否需要在2021年第二季度进行商誉减值测试，并确定包括商誉的报告单位的公允价值很可能超过了截至2021年6月30日各自的账面价值。

截至2021年6月30日，Emera的商誉中有55亿美元与东元能源(Tampa Electric、PGS和NMGC报告单位)有关。鉴于截至2019年第四季度进行的最后一次定量测试，以及2020年第四季度进行的定性评估结果，这些报告单位计算的公允价值远远超出账面价值 ，管理层预计新冠肺炎疫情不会对与这些报告单位相关的商誉产生影响。

截至2021年6月30日，Emera的商誉中有6650万美元与GBPC相关。于2020年第四季度，本公司对GBPC进行了量化减值评估，因为该报告单位对由于公允价值有限超出账面价值 而导致的预测未来收益的变化更为敏感。作为评估的一部分，管理层考虑了新冠肺炎疫情对报告股未来收益的潜在影响。重大 假设的不利变化可能会导致未来的减值。2021年第二季度没有发现重大假设的不利变化，截至2021年6月30日的三个月和六个月也没有记录到与此商誉相关的减值。

长期资产减值评估

管理层考虑新冠肺炎疫情对未贴现的未来现金流的 潜在影响是否表明长期资产无法收回。截至2021年6月30日，Emera的长期资产没有减值迹象。目前并无迹象显示未来现金流会受到影响，以致本公司的长期资产无法收回。

截至2021年6月30日的三个月和六个月没有确认减值费用。截至2020年6月30日的三个月和六个月，某些资产分别确认了300万美元(税后300万美元)和 2500万美元(税后2600万美元)的减值费用。

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