附件99.1

管理层的讨论与分析

截至2021年11月9日

管理层的讨论与分析 回顾了Emera Inc.及其子公司在2021年第三季度和年初至今的运营业绩和投资与2020年同期相比的情况，以及2021年9月30日与2020年12月31日相比的财务状况。在整个讨论过程中，艾默拉公司、艾默拉公司和艾默拉公司都是指艾默拉公司及其所有合并的子公司和投资。 公司的活动通过五个需要报告的部门进行：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。

本讨论及分析应与Emera Inc.截至2021年9月30日止三个月及九个月之未经审核简明综合中期财务报表及附注以及截至2020年12月31日止年度之Emera Inc.年度MD&A及经审核综合财务报表及附注一并阅读。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 利率管制实体使用的会计政策可能与Emera的非利率管制业务使用的会计政策不同。截至2021年9月30日，Emera的费率管制 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和Maritime&东北管道有限责任公司 (M&NP)		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		13
其他电力设施		16
燃气公用事业和基础设施		17
其他		17
合并资产负债表要点		19
发展动态		20
未清偿股票数据		21
财务亮点		22
佛罗里达电力公司		22
加拿大电力公司		24
其他电力设施		26
燃气公用事业和基础设施		28
其他		30
流动性与资本资源		32
合并现金流亮点		33
合同义务		35
债务管理		36
保函和信用证		38
与关联方的交易		38
包括金融工具在内的风险管理		39
信息披露与内部控制		41
关键会计估计		41
会计政策和实务的变化		43
未来会计公告		43
季度业绩摘要		44

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；风险：交易对手风险；燃料供应中断；国家风险；环境 风险，包括环境、财务报告和税收立法的变化；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；失去服务领域；信息技术基础设施故障和网络安全风险 ；与传染病、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)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、估计或意图以及陈述大不相同。本MD&A中的所有前瞻性信息均受上述警示声明的限制 ，除非法律另有要求，否则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

Emera 总部设在新斯科舍省的哈利法克斯，在加拿大、美国和加勒比海地区拥有并运营受服务成本费率管制的电力和天然气公用事业公司。服务成本公用事业公司根据特许经营权在指定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在2021年至2023年期间的74亿美元资本投资计划，以及同期潜在的12亿美元额外资本机会，导致到2023年的利率基数预测增长7.5%至8.5%。资本投资计划继续包括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在 产品组合中的重大投资。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的股息再投资计划和市值计划发行普通股来筹集资金。维持投资级信用评级是管理层的当务之急。

Emera提供了截至2024年的4%至5%的年度股息增长指引。该公司的长期股息支付率目标为70%至75%，虽然支付率很可能在预测期间及之后超过这一目标 ，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 调整和外币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， 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并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已做好充分准备以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、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在所有这些趋势中都看到了机遇。Emera的战略是为可再生能源和技术资产的投资提供资金，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正在继续努力，制定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致力于兑现其气候承诺，同时保持对可靠性的投资，并且永远不会忽视客户的可负担性。Emera还致力于识别新兴技术，并继续与政策制定者、监管机构、合作伙伴、投资者和客户进行建设性合作，以实现这些目标和实现其净零愿景。

Emera致力于提供世界级的安全、卓越的运营、良好的治理、卓越的客户服务、可靠性，成为可选择的雇主，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。下面将讨论并协调这些措施。

调整后净收益

Emera按 计算调整后的净收入衡量标准，不包括按市值计价(MTM)调整的影响、2020年Emera缅因州销售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的持有交易(高频交易)商品衍生工具相关的MTM调整，包括与天然气来源地点和交付地点之间的价差相关的调整，以及因某些Emera Energy营销和交易而确认的相关运输能力摊销 ；

•

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)；

•

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，剔除净收益后，这些费用的影响更好地区分了业务的持续运营，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以及其他部分。

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9个月
对于				九月三十日								九月三十日
百万加元(每股除外)				2021				2020				2021				2020
普通股股东应占净收益(亏损)		$			(70)			$	84			$	186			$	665
扣除税金和交易费用后的销售收益					-				-				-				309
减值费用，税后净额					-				-				-				(26)
税后MTM亏损					(245)				(82)				(369)				(95)
调整后普通股股东应占净收益		$			175			$	166			$	555			$	477
普通股每股收益(亏损)基本		$			(0.27)			$	0.34			$	0.73			$	2.70
调整后每股普通股收益基本面		$			0.68			$	0.67			$	2.17			$	1.93

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贷质量。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。与上文所述的调整后净收入计算类似，这一计量代表EBITDA，没有Emera的MTM调整、Emera缅因州的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)， 普通股股东的净收入(亏损)是根据GAAP确定的，是经营业绩的指标。

以下是报告的净收入 (亏损)与EBITDA和调整后EBITDA的对账：

				截至三个月								截至9个月
对于				九月三十日								九月三十日
数百万加元				2021				2020				2021				2020
净收益(亏损)(1)		$			(56)			$	84			$	223			$	700
利息支出，净额					150				163				460				520
所得税费用(回收)					(92)				(21)				(91)				284
折旧及摊销					228				217				675				664
EBITDA					230				443				1,267				2,168
销售收益，扣除交易成本(不包括所得税 税)					-				-				-				585
减值费用，不包括所得税					-				-				-				(25)
MTM亏损，不包括所得税					(345)				(116)				(518)				(136)
调整后的EBITDA		$			575			$	559			$	1,785			$	1,744

(1)扣除子公司非控股权益和优先股股息之前的净收益(亏损)。

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年第三季度税后MTM亏损增加1.63亿美元，达到2.45亿美元，而2020年第三季度为8200万美元，这主要是因为与Emera Energy的运输对冲相比，新英格兰天然气的远期定价更高，以及2020年现金流对冲的外汇收益被逆转。这部分被Emera Energy 2021年第三季度MTM亏损的更大逆转所抵消。今年到目前为止，税后MTM亏损与2020年同期的9500万美元相比增加了2.74亿美元，达到3.69亿美元，这是因为新英格兰天然气的远期定价高于Emera Energy的运输对冲，以及2020年现金流对冲的外汇收益逆转，部分被Emera Energy 2021年天然气运输资产摊销减少所抵消。

2020年销售收益和减损费用

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)。 销售收益5.85亿美元(税后3.09亿美元，或每股普通股1.26美元)，扣除交易成本后，在简明综合收益表上确认了其他收入。

此外，年初迄今确认的减值费用为2500万美元(税后2600万美元)，用于某些其他资产。

按业务细分划分的综合财务亮点

对于				截至三个月										截至9个月
数百万加元				九月三十日										九月三十日
调整后净收益				2021						2020				2021				2020
佛罗里达电力公司		$			169			$			175			$	377			$	400
加拿大电力公司					42						35				174				164
其他电力设施					8						6				15				25
燃气公用事业和基础设施					29						20				143				117
其他					(73)						(70)				(154)				(229)
调整后普通股股东应占净收益		$			175			$			166			$	555			$	477
扣除税金和交易费用后的销售收益					-						-				-				309
减值费用，税后净额					-						-				-				(26)
税后MTM亏损					(245)						(82)				(369)				(95)
普通股股东应占净收益(亏损)		$			(70)			$			84			$	186			$	665

7

下表重点介绍了从 2020到2021年普通股股东应占调整后净收益的重大变化：

对于 数百万加元 加元		截至三个月 九月三十日				截至9个月 九月三十日
调整后的净收入2020年		$	166			$	477
运营实体绩效
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			9				26
由于所得税支出减少和燃料调整机制(FAM)监管延期利息降低，NSPI的收益增加。与2020年相比，收入中包含的海运链路评估较低，运营、维护和一般(OM&G)费用较高，这部分抵消了这一影响			7				8
由于有利的市场条件，Emera能源服务公司(EES？)的收益增加			4				28
由于CAD走强的影响，坦帕电气的收益减少。剔除外汇的影响，收益增加，原因是 建设期间使用的资金拨备增加(AFUDC)，部分抵消了反映资本投资增加和2020年监管和解的更高折旧和摊销			(6)				(23)
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
由于加元走强和利率下降的影响，税前利息支出减少。与去年同期相比，也是由于偿还公司债务			7				29
为对冲外汇风险而进行的套期保值的已实现收益			4				17
由于2020年第二季度宣布优先股息的时间安排，季度环比下降			(14)				(2)
其他差异			(2)				(3)
调整后的净收入2021年		$	175			$	555

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 数百万加元		截至9月30日的9个月
		2021				2020
营运资金变动前的营业现金流		$	1,035			$	1,101
营运资金变动			71				139
营业现金流		$	1,106			$	1,240
投资现金流		$	(1,576)			$	(536)
融资现金流		$	693			$	(595)

有关现金流 的进一步讨论，请参阅合并现金流亮点部分。

截至 数百万加元 美元		九月三十日 2021				312020年12月
总资产		$	33,242			$	31,234
长期债务总额(包括当期部分)		$	14,436			$	13,721

8

合并损益表要点

对于 数百万加元		截至9月30日的三个月												截至9个月 九月三十日
(每股金额除外)		2021				2020				方差				2021				2020				方差
营业收入		$	1,148			$	1,163			$	(15)			$	3,897			$	3,969			$	(72)
运营费用			1,201				990				(211)				3,483				3,211				(272)
营业收入(亏损)			(53)				173				(226)				414				758				(344)
股权投资收益			33				32				1				111				113				(2)
其他收入，净额			22				21				1				67				633				(566)
利息支出，净额			150				163				13				460				520				60
所得税费用(回收)			(92)				(21)				71				(91)				284				375
净收益(亏损)		$	(56)			$	84			$	(140)			$	223			$	700			$	(477)
普通股股东应占净收益(亏损)		$	(70)			$	84			$	(154)			$	186			$	665			$	(479)
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				-				-				-				309				(309)
减值费用，税后净额			-				-				-				-				(26)				26
税后MTM亏损			(245)				(82)				(163)				(369)				(95)				(274)
调整后普通股股东应占净收益		$	175			$	166			$	9			$	555			$	477			$	78
普通股每股收益(亏损)基本		$	(0.27)			$	0.34			$	(0.61)			$	0.73			$	2.70			$	(1.97)
稀释后每股普通股收益(亏损)		$	(0.27)			$	0.34			$	(0.61)			$	0.73			$	2.69			$	(1.96)
调整后每股普通股收益基本面		$	0.68			$	0.67			$	0.01			$	2.17			$	1.93			$	0.24
宣布的每股普通股股息		$	0.6375			$	-			$	0.63750			$	1.9125			$	1.8375			$	0.07500
调整后的EBITDA		$	575			$	559			$	16			$	1,785			$	1,744			$	41

营业收入

与2020年第三季度相比，2021年第三季度的营业收入减少了1500万美元。没有增加2.09亿美元的MTM亏损，营业收入增加了1.94亿美元，原因是：

•

佛罗里达电力公用事业部门增加1.24亿美元，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；

•

天然气公用事业和基础设施部门增加4500万美元，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；

•

其他电力公用事业部门增加1500万美元，原因是BLPC的燃料收入因销量增加和燃料价格上涨而增加 ；以及

•

其他部门增加800万美元，主要是由于EES的营销和交易利润率上升，这主要是由有利的 市场状况推动的。

2021年到目前为止，营业收入与2020年同期相比减少了7200万美元。如果不增加MTM 3.53亿美元的亏损，营业收入将增加2.81亿美元，原因是：

•

佛罗里达电力公用事业部门增加1.48亿美元，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；

•

这一增长部分被更强劲的民航局的影响所抵消；以及

•

其他部门增加4700万美元，主要是由于EES的营销和交易利润率上升，这主要是由有利的 市场状况推动的。

9

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年第三季度相比，2021年第三季度的运营费用增加了2.11亿美元。运营费用增加，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1.45亿美元，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3600万美元，原因是PGS和NMGC的天然气价格上涨，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消；以及

•

由于BLPC燃料价格上涨，其他电力公用事业部门增加了1600万美元。

2021年到目前为止，与2020年同期相比，运营费用增加了2.72亿美元。如果不计入2020年2600万美元的减值费用，运营费用 将增加2.98亿美元，原因是：

•

佛罗里达电力公用事业部门增加2.1亿美元，原因是天然气价格上涨，但部分被更强劲的CAD的影响所抵消；以及

•

天然气公用事业和基础设施部门增加1.14亿美元，原因是PGS和NMGC的天然气价格上涨，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

与2020年同期相比，2021年到目前为止的其他收入净额下降了 ，这主要是由于2020年销售Emera缅因州的税前收益。

利息支出，净额

与2020年同期相比，第三季度和今年迄今的利息支出净额下降，原因是CAD走强和 利率下降的影响。由于偿还长期公司债务，同比也有所下降。

所得税费用(回收)

与2020年同期相比，2021年第三季度所得税退税增加，主要是由于拨备 所得税前的收入减少。与2020年同期相比，2021年迄今所得税支出的下降主要是由于缅因州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年第三季度，与2020年同期相比，普通股股东应占净收益的下降受到税后MTM亏损增加1.63亿美元的不利影响，这主要是由于新英格兰天然气的远期价格高于Emera Energy的运输对冲。如果没有不利的MTM变化，调整后的普通股股东应占净收益增加了900万美元 。这一增长主要是由于PGS和EES的收益贡献增加，公司利息支出减少，以及NSPI的所得税支出减少。这些部分被2020年第二季度宣布优先股息的时间 以及更强大的CAD对外国附属公司翻译的影响所抵消。

2021年至今，与2020年同期相比，普通股 股东应占净收益受到2020年Emera缅因州销售的3.09亿美元税后收益的不利影响，主要与Emera 能源有关的税后MTM亏损增加2.74亿美元，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年出售Emera缅因州的净收益、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了7800万美元。这一增长主要是由于公司利息支出下降，EES和PGS的收益贡献增加，外汇对冲实现收益，由于 新斯科舍省企业所得税税率下调导致2020年递延税重估，以及NSPI所得税支出减少。这一增长被更强劲的CAD对外国联属公司翻译的影响、2020年确认BLPC之前在2018年作为监管负债推迟的企业收入 退税，以及2020年第一季度出售Emera缅因州导致收益下降所部分抵消。

收益和调整后每股收益 基本每股收益

由于上文讨论的每股普通股收益下降以及加权平均流通股增加的影响，2021年第三季度和年初至今的每股普通股收益较低。

2021年第三季度和年初至今的调整后每股普通股收益较高，原因是如上所述调整后收益增加，但部分被加权平均流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到汇率变动、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入的外汇现金流对冲的影响。

对外经营业绩按 折算，对外经营的加权平均汇率和资产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9月30日的三个月								截至9个月 九月三十日								年终 12月31日
对于		2021				2020				2021				2020				2020
加权平均加元/美元汇率		$	1.28			$	1.33			$	1.27			$	1.35			$	1.34
期末加元/美元汇率		$	1.27			$	1.33			$	1.27			$	1.33			$	1.27

11

与2020年第三季度相比，民航局的加强减少了200万美元的净亏损，并减少了700万美元的调整后收益 2021年第三季度。与2020年同期相比，民航局的加强使2021年迄今的收益减少了700万美元，调整后的收益减少了2700万美元。

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来部分管理货币风险 并使用外币衍生品工具对冲特定交易和收益敞口。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。

对于 数百万美元		截至9月30日的三个月								截至9个月 九月三十日
		2021				2020				2021				2020
佛罗里达电力公司		$	135			$	131			$	302			$	296
其他电力设施			6				5				12				19
燃气公用事业和基础设施(1)			16				8				93				67
			157				144				407				382
其他细分市场(2)			(39	)			(44	)			(78	)			(107	)
总计		$	118			$	100			$	329			$	275

(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净收入、贝尔斯登沼泽和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提供可靠的基本能源服务，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运营的服务区域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。公司将继续 监测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、进一步的政府行动和未来的经济活动以及 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以及流动性和资本资源部分。

考虑到公司的现金状况、现有的银行融资和获得资本的渠道，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。

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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受监管电力公用事业公司，从事发电、输电和配电 电力，为佛罗里达州中西部的客户提供服务。

由于费率基数的持续增长，坦帕电气预计2021年的收益接近允许的ROE 范围的底部。坦帕电气(Tampa Electric)的销售量预计将与2020年相似，这得益于比最近几年更温暖的天气。因此，坦帕电气预计收益将与2020年类似。坦帕电气预计， 2021年的客户增长率将与2020年持平，这反映了佛罗里达州目前的预期经济增长。

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月起，预计每年将增加1.91亿美元的费率。这一增加将包括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，其中包括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，与恢复未来对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9.0%至11.0%的监管ROE区间和9.95%的中间价。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在此期间赚取的净资产收益率(ROE)降至区间底部以下。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其生效日期后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。2021年10月21日, FPSC批准了和解协议，反映这种批准的最终命令预计将于2021年11月发布。

2021年7月19日，由于2021年燃料商品和容量成本增加，坦帕电力公司请求中期调整其燃料和容量费用8300万美元，从2021年9月起生效 客户账单。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11亿美元(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。

加拿大电力公司 公用事业

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 受监管的电力公司，从事发电、输电和配电，是新斯科舍省客户的主要电力供应商。ENL是一家控股公司，对NSPML和LIL进行了股权投资：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。

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NSPI

NSPI预计 2021年的收益将接近其允许的ROE范围的低端，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预计销售量将 高于2020年。

2021年第一季度，NSPI获得了根据新斯科舍省限额与交易计划(Nova Scotia Cap-and-Trade Program)规定于2021年授予的排放限额。这些2021年津贴 将在2021年使用或在2022年结束的最初四年合规期内分配。随着新斯科舍省区块(如下所述)的启动，NSPI有望满足 计划的要求，根据限额与交易计划，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。NSPI预计，在NSPI的监管框架下，遵守加拿大政府法律法规和新斯科舍省限额与贸易计划规定所需的任何审慎产生的成本均可收回。

来自可再生能源的能源随着纳尔科能源公司(Nalcor Energy)从2021年8月15日开始启动来自马斯喀特瀑布水电项目的NS能源区块(Nalcor Falls)，从2021年8月15日起，来自可再生能源的能源有所增加。纳尔科公司将在35年内每年为NSPI提供约900千兆瓦时的能源。此外，在NS区块的头五年，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。由于Nalcor处于LIL投产的最后阶段，供应将会出现与投产相关的周期性中断 任何由此导致的交付缺口将在稍后交付。NSPI有权通过能源准入协议从纳尔科购买额外的市场定价能源。根据能源准入协议，纳尔科有义务 每年向NSPI提供最低平均1.2太瓦时的能源。纳尔科继续推进下丘吉尔项目(包括马斯喀特瀑布和LIL)的建设完成，最终调试计划于2022年第一季度完成。

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。

联邦和省级最近都出现了几个环境方面的 发展，如下所述。这些进展与NSPI的脱碳战略是一致的，并将促进加速向更清洁能源的过渡。NSPI正在与 联邦和省政府、客户和利益相关方合作，努力实现这些要求、目标和指标，重点放在客户的承受能力上。

2021年11月5日，新斯科舍省政府颁布了第57号法案，即环境目标和气候变化减少法案，这标志着省政府打算实施几个与气候变化相关的目标和温室气体减少目标，其中许多与先前存在的法案的条款重叠并取代这些目标。该法案还提出了到2030年逐步淘汰新斯科舍省燃煤发电的目标。后续的省级法规将需要详细说明如何实现这些目标和指标。

2021年8月5日，联邦政府根据《温室气体污染定价法案》发布了《泛加拿大清洁增长和气候变化框架》的最新版本。此次更新(联邦基准)适用于2023年至2030年期间，并建立了法律机制，使加拿大的碳税每年增加15美元，到2030年达到每吨170美元。它还概述了承认新斯科舍限额与交易计划(Nova Scotia Cap-and-Trade Program)等体系被视为等同于联邦基准的最低合规性标准。

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2021年7月9日，新斯科舍省政府修订了《可再生电力条例》，要求到2030年80%的电力销售来自可再生能源。

2021年6月29日，联邦政府颁布了C-12加拿大净零排放责任法案，目标是到2050年实现净零排放。

2021年，NSPI的资本投资预计约为4亿美元(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的投资都被记录为投资，这对Emera的压缩合并资产负债表有重大影响。

NSPML

海通的股本收益取决于NSPML批准的 净资产收益率(ROE)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%的实际五个季度平均受监管普通股比例。

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支持，提高了可靠性 和辅助效益，支持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费率中包括大约1.62亿美元。

麝鼠瀑布的四台发电机中有三台已经完工并投入使用，第一台在2020年第三季度，第二台在2021年第二季度，第三台在2021年第三季度。纳尔科 继续推进下丘吉尔项目(包括马斯喀特瀑布和LIL)的建设完成，最终调试计划于2022年第一季度完成。纳尔科于2021年8月15日开始交付NS区块，根据协议，NS区块将在未来35年内交付。由于Nalcor处于LIL投产的最后阶段，供应将会出现与投产相关的周期性中断，任何由此导致的交付缺口都将在晚些时候交付 。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，并批准NSPML的2022年评估。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，纳尔科的目标是在2022年第一季度进行最终调试。

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6.68亿美元，其中包括4.1亿美元的股权出资和2.58亿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。

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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。

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、大巴哈马岛上的GBPC、多米尼加岛Domlec的51.9%权益和圣卢西亚岛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。

剔除缅因州Emera 2020年第一季度的收益贡献和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，2021年其他 电力公用事业公司的收益预计将比前一年有所增长。

BLPC目前根据一项在巴巴多斯岛上生产、传输和分配电力的特许经营权运营，直至2028年。2019年，巴巴多斯政府通过立法，将供电所需的许可证数量从目前的单一综合许可证修订为 多个发电、输电和配电、储存、调度和销售许可证。2021年3月，BLPC与巴巴多斯政府就每种许可证类型达成商业协议，但需通过实施 立法。新的许可证预计将在立法程序完成后于2021年生效，有效期从5年到30年不等。BLPC预计，与实施新的多许可结构相关的任何增加的成本都可以通过BLPC的监管框架收回。BLPC目前正在评估新许可证对其业务的全面影响，并努力实现许可证的成功 实施。

2021年10月4日，BLPC向联邦贸易委员会提交了一般费率审查申请。申请寻求费率调整和 实施反映成本的费率结构，这将促进新改革的电力市场预期的变化和该国向100%可再生能源发电的过渡。该申请寻求收回对厂房、设备和相关基础设施的资本投资，并从2022年4月起每年增加约2300万美元的非燃料收入。该申请包括对允许的股权资本结构提供12.50%的监管净资产收益率(ROE)的请求，允许的股权资本结构为65%。预计联邦贸易委员会将在2022年第二季度做出决定。

2021年9月23日，GBPC向GBPA提交了费率审查申请。本申请寻求修订自2022年1月1日起生效的基本费率、收费和资费分类，截至2024年12月31日的三年期间 。GBPC的拟议利率将恢复作为五年利率稳定计划的一部分推迟的监管资产的摊销。利率的设计基于8.5%至9.0%的允许 监管利率基数回报率和12.84%的目标监管净资产收益率(ROE)。预计GBPA将在2021年底做出决定。

2021年，其他电力公用事业部门的资本 预计约为8500万美元(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)，主要用于更高效、更清洁的发电资源 。BLPC预计在2022年1月完成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。

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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，从事为佛罗里达州客户服务的天然气采购、分销和销售。NMGC是一家受监管的天然气分销公用事业公司，从事购买、传输、分销和销售天然气，服务于新墨西哥州的 客户。海岸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小于2020年，预计PGS销售量将高于客户增长 。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，并预计利率基数将高于2020年。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场极端寒冷的天气事件，导致天然气成本比这段时间通常支付的价格高出1.08亿美元。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提交了一项动议，要求在NMPRC规则允许的情况下 特别救济，延长增加的天然气成本的偿还期限，并收回运输费用。2021年6月15日，NMPRC批准从2021年7月1日起在30个月内收回1.08亿美元和相关的 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 进行系统改进。

其他

其他部分包括正常年度低于单独报告门槛的业务 ，以及未直接分配给Emera子公司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由全资拥有的实物能源营销和交易业务EES以及在马萨诸塞州西北部600兆瓦抽水蓄能水电站熊沼泽(Bear Swamp)50.0%的合资企业中的股权投资组成。ETL是一家全资科技公司，专注于 寻找向客户提供可再生能源和弹性能源的方法。

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其他部分包括的公司项目包括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、 选定资产销售的损益，以及公司人力资源活动。它包括记录在公司间收入中的公司间融资的利息收入，以及加拿大和美国的公司债务利息支出。它还包括与未直接分配给Emera子公司运营和投资的公司活动相关的 成本。

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利润率 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预计2021年调整后的年度净收益将在其指导范围内，即1500万美元至3000万美元(4500万美元至7000万美元的利润率 )。

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， 主要是由于EES的调整后收益增加，利息支出减少，OM&G减少以及现金流对冲实现的外汇收益。预计由于净亏损减少而增加的税收和 ETL中增加的项目支出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9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
现金和现金等价物		$	220			增加的原因是运营现金、TEC和NMGC债务的净发行以及优先股和普通股的发行。这部分被受监管公用事业公司的物业、厂房和 设备的增加以及普通股股息所抵消。
库存			78			增加的原因是Emera Energy的大宗商品价格上涨，以及NSPI的材料库存和燃料库存成本上升。
衍生工具(当前和长期)			241			增加是由于大宗商品价格上涨，但被NSPI的衍生品工具结算部分抵消。
监管资产(流动和长期)			192			增加的原因是NMGC冬季活动天然气成本回收、NSPI与FAM相关的延期增加、NSPI递延所得税监管资产增加以及Tampa Electric增加成本回收 条款。这一增长被NSPI与衍生品工具相关的延期部分抵消。
应收账款和其他资产(流动和长期)			137			增加的原因是Emera Energy由于大宗商品价格上涨而增加了现金抵押品和贸易应收账款，以及坦帕电气(Tampa Electric)由于天然气价格上涨而增加了燃料条款收入 。这一增长被Emera Energy较低的天然气运输资产、NSPI衍生品工具现金抵押品头寸的减少以及NSPI和NMGC业务的季节性部分抵消。
财产、厂房和设备，累计折旧和摊销后的净额			956			由于坦帕电气(Tampa Electric)、PGS和NSPI的增资，收入有所增加。
负债和权益
短期债务和长期债务(含当期部分)		$	440			由于TEC和NMGC净发行长期债务而增加。这一增长被TEC的短期债务偿还和 NSPI承诺的信贷安排的净偿还部分抵消。
应付帐款			290			增加的原因是NSPI衍生品工具的现金抵押品头寸增加，以及Emera Energy的大宗商品价格上涨。坦帕电气和NMGC的付款时间 部分抵消了这一增长。
衍生工具(当前和长期)			376			增加的原因是2021年的新合同和现有头寸的变化，但被Emera Energy 2020年合同的逆转部分抵消。
监管责任(流动和长期)			151			由于NSPI与衍生品工具相关的延期，这一数字有所增加。NSPI和Tampa Electric的拆除成本以及与NSPI的FAM相关的延期减少部分抵消了这一增长。
养老金和退休后负债			(56)			减少的原因是现金捐助和NSPI和坦帕电气的当期净福利应计净额较低。
其他负债(流动和长期负债)			110			增加的原因是坦帕电力公司长期债务的应计利息增加，以及坦帕电力公司与太阳能项目相关的公司和投资税收抵免。
普通股			398			增加的原因是根据Emera的市值股本计划和股息再投资计划发行的股票。
累计优先股			418			因发行优先股而增加。
留存收益			(298)			由于支付的股息超过净收入而减少。

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发展动态

增加普通股股息

2021年9月24日，Emera董事会批准将年度普通股股息率从2.55美元提高到2.65美元。 第一次支付将于2021年11月15日生效。Emera还将4%至5%的股息增长率目标延长至2024年。

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。这项 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%。2021年10月21日，FPSC批准了和解协议，反映这种批准的最终命令预计将于2021年11月发布。有关和解协议的更多信息，请参阅 佛罗里达电力公用事业的业务概述和展望部分。

NS区块的交付

纳尔科于2021年8月15日开始交付NS区块，根据协议，该区块将在未来35年内交付。由于Nalcor处于LIL投产的最后 阶段，供应将出现与投产相关的周期性中断，任何由此导致的交付缺口都将在稍后交付。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最终资本成本申请 ，寻求批准收回与Marine Link相关的资本成本，并批准NSPML的2022年评估。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部分。

优先股

2021年9月24日，Emera以每股25.00美元的价格发行了900万股累计可赎回的L系列优先股，年收益率为4.60% 美分。此次发行的总毛收入和净收益分别为2.25亿美元和2.22亿美元。优先股发行的净收益将用于一般企业用途。

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。优先股发行的净收益用于一般公司用途。

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委任

董事会

从2021年8月10日起，吉尔·C·奎尼奥内斯加入Emera董事会。奎尼奥内斯先生是纽约电力管理局(New York Power Authority)前总裁兼首席执行官 官员。从2021年10月13日起，奎尼奥内斯先生辞去了Emera董事会的职务，此前他被任命为另一家机构的新高级管理职位。

执行人员

2021年9月14日，Emera宣布海伦·韦斯利(Helen Wesley)被任命为PGS总裁，自2021年12月1日起生效。韦斯利最近担任的是PGS的首席运营官，她将接替将于2021年12月退休的T.J.谢利斯托夫斯基(T.J.Szelistowski)。

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价			-				(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)			3.74				211
按市价在采购计划项下以现金发行			3.25				177
根据股息再投资计划购买的股票折价			-				(3	)
根据高级管理层股票期权计划行使的期权			0.22				10
员工购股计划			-				3
余额，2021年9月30日			258.64			$	7,103

(1)2020年，根据Emera的市场计划(ATM计划)，发行了4544,025股普通股，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年第三季度，根据Emera的自动柜员机计划，发行了1,402,797股普通股，平均价格为每股59.03美元，总收益为8300万美元(税后发行成本净额为8200万美元)。在截至2021年9月30日的9个月里，根据Emera的自动柜员机计划，共发行了3739,823股普通股，平均价格为每股56.88美元，总收益为2.13亿美元(税后发行成本净额为2.11亿美元)。截至2021年9月30日，总销售限额为5.31亿美元，可根据自动柜员机计划 发行。Emera的ATM计划于2021年8月12日续签。有关详细信息，请参阅下面的内容。

截至2021年11月5日，已发行和已发行普通股数量为2.587亿股。

截至2021年9月30日的三个月，已发行普通股加权平均股份为2.585亿股(2020-2.484亿股)，截至2021年9月30日的九个月加权平均普通股加权平均股份为2.56亿股(2020-2.66亿股)，包括已发行普通股和已发行普通股以及已发行递延股单位在内的已发行普通股加权平均股份为2.56亿股(2020-2.466亿股)。

自动柜员机股票计划

2021年8月12日，Emera更新了其自动柜员机计划，该计划允许公司根据当时的市场价格，不时 由公司自行决定，从国库向公众发行最多6亿美元的普通股。自动柜员机计划是根据本公司日期为2021年8月5日的简写基本货架招股说明书的招股说明书附录续订的。自动取款机计划预计将一直有效到2023年9月5日。

21

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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	634			$	506			$	1,613			$	1,381
发电和购电用受管制燃料		$	217			$	102			$	501			$	301
对综合净收入的贡献		$	135			$	131			$	302			$	296
对综合净收入的贡献CAD		$	169			$	175			$	377			$	400
对每股普通股合并收益的贡献基本不变		$	0.65			$	0.70			$	1.47			$	1.62
净收入加权平均汇率加元/美元		$	1.26			$	1.33			$	1.25			$	1.35
EBITDA		$	278			$	270			$	715			$	690
EBITDA/CAD		$	349			$	359			$	893			$	933

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9个月
数百万美元		九月三十日				九月三十日
对2020年综合净收入的贡献		$	131			$	296
增加营业收入-参见下面的营业收入-受监管的电气			128				232
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			(115)				(200)
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			(9)				(28)
大弯发电站现代化和太阳能项目增加了AFUDC的收入			4				11
其他			(4)				(9)
2021年对综合净收入的贡献		$	135			$	302

与2020年第三季度的1.75亿美元相比，佛罗里达电力公用事业公司2021年第三季度对综合净收入的加元贡献减少了600万美元，降至1.69亿美元。 2021年到目前为止，CAD对综合净收入的贡献从2020年同期的4亿美元减少到3.77亿美元，减少了2300万美元。由于CAD增强的影响，这两个时期的降幅均为 。剔除外汇的影响，AFUDC收益的增加增加了这两个时期的贡献，但部分被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所抵消。

加元走强的影响使截至2021年9月30日的三个月和九个月的加元收益分别减少了1000万美元和3100万美元。

营业收入--受监管的电力公司

2021年第三季度，电力收入增加了1.28亿美元，达到6.34亿美元，而2020年第三季度为5.06亿美元。2021年到目前为止，电力收入 增加了2.32亿美元，达到16.13亿美元，而2020年同期为13.81亿美元。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。

22

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年第三季度，用于发电和购买电力的受监管燃料增加了1.15亿美元，达到2.17亿美元，而2020年第三季度和2021年迄今分别为1.02亿美元和5.01亿美元。 2021年增加了2亿美元，达到5.01亿美元，而2020年同期为3.01亿美元。这两个时期的涨幅主要是由于天然气价格上涨。

与2020年同期相比，2021年第三季度和2021年迄今的每兆瓦时平均燃料成本均有所上升，主要原因是天然气价格上涨。

23

加拿大电力公司

		截至三个月								截至9个月
对于		九月三十日								九月三十日
百万加元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	328			$	324			$	1,112			$	1,117
发电和购电用受管制燃料(1)		$	169			$	162			$	554			$	502
股权投资收益		$	25			$	24			$	78			$	75
对综合净收入的贡献		$	42			$	35			$	174			$	164
对每股普通股合并收益的贡献		$	0.16			$	0.14			$	0.68			$	0.67
EBITDA		$	130			$	130			$	461			$	457

(1)发电和购买电力的受监管燃料包括NSPI的FAM和简明合并损益表 上的固定成本递延；但是，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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
数百万加元		2021				2020				2021				2020
NSPI		$	18			$	11			$	98			$	89
NSPML的股权投资			12				11				39				38
LIL的股权投资			12				13				37				37
对综合净收入的贡献		$	42			$	35			$	174			$	164

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9个月
数百万加元		九月三十日				九月三十日
对2020年综合净收入的贡献		$	35			$	164
营业收入增加(减少)-参见下文《受监管的电气》中的营业收入			4				(5	)
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			(7	)			(52	)
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			6				61
OM&G费用增加的主要原因是发电成本上升和需求侧管理(DSM？)计划成本上升			(6	)			(7	)
利息支出减少，净额原因是FAM监管延期的利息较低			4				6
所得税支出减少，主要是由于在与财产、厂房和设备相关的会计折旧之外增加了税收扣减			6				9
其他			-				(2	)
2021年对综合净收入的贡献		$	42			$	174

加拿大电力公用事业公司对综合净收入的贡献在2021年第三季度增加了700万美元，达到4200万美元， 与2020年第三季度的3500万美元相比， 增加了1000万美元，与2020年的1.64亿美元相比，2021年迄今增加了1000万美元，达到1.74亿美元。这两个时期的增长主要是由NSPI的更高贡献推动的。这是 较低的所得税支出和FAM监管延期利息的结果，但与2020年相比，收入中包含的Marine Link评估较低以及OM&G费用较高，部分抵消了这一影响。

24

NSPI

营业收入调整电费

2021年第三季度营业收入增加400万美元，达到3.28亿美元，而2020年第三季度为3.24亿美元，原因是客户销售量、燃料相关定价和其他收入增加，但与2020年相比，收入中包含的Marine Link评估较低部分抵消了这一增长。

2021年到目前为止，营业收入与2020年同期的11.17亿美元相比减少了500万美元，降至11.12亿美元，原因是收入中包括的海运 链路评估较低，以及天气对销售量的影响，但客户销售量增长、燃料相关定价和其他收入的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年第三季度用于发电和购买电力的受监管燃料增加了700万美元，达到1.69亿美元，而2020年第三季度为1.62亿美元， 今年迄今增加了5200万美元，达到5.54亿美元，而2020年同期为5.02亿美元。这两个时期的增长都是由于排放限制推动的发电组合的变化。与去年同期相比，大宗商品价格上涨和海运通评估成本上升也是造成这一增长的原因之一。

25

与2020年同期相比，2021年第三季度和2021年年初至今的每兆瓦时平均燃料成本均有所上升。这主要是因为在排放限制的推动下，发电组合发生了变化，来自低碳强度来源(如IPPS、进口和生物质发电)的发电量增加了 ，而使用固体燃料和天然气的发电量减少了。大宗商品价格上涨和海运通评估成本上升导致平均燃料成本同比上升。

NSPI的FAM监管余额增加了7100万美元，从2020年12月31日的2100万美元监管负债增加到2021年9月30日的5000万美元监管资产，这主要是由于本期燃料成本回收不足。

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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
营业收入-受监管的电力		$	96			$	79			$	257			$	275
发电和购电用受管制燃料(1)		$	46			$	33			$	123			$	110
调整后对综合净收入的贡献		$	6			$	5			$	12			$	19
调整后对综合净收入的贡献CAD		$	8			$	6			$	15			$	25
税后股权证券MTM亏损		$	-			$	-			$	(1)			$	-
对综合净收入的贡献		$	6			$	5			$	11			$	19
对综合净收入的贡献CAD		$	8			$	6			$	14			$	25
调整后对每股普通股合并收益的贡献基本加元		$	0.03			$	0.02			$	0.06			$	0.10
对每股普通股合并收益的贡献基本不变		$	0.03			$	0.02			$	0.05			$	0.10
净收入加权平均汇率加元/美元		$	1.26			$	1.33			$	1.26			$	1.36
调整后的EBITDA		$	22			$	21			$	61			$	77
调整后的EBITDA插入CAD		$	28			$	26			$	77			$	102

(1)受监管的发电和购买电力燃料包括年初至2020年与缅因州埃默拉有关的传输池费用

26

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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
数百万美元		2021				2020				2021				2020
BLPC		$	3			$	2			$	5			$	15
GBPC			3				1				8				2
缅因州埃默拉			-				-				-				4
其他			-				2				(1)				(2)
调整后对综合净收入的贡献		$	6			$	5			$	12			$	19

剔除MTM的变化，2021年第三季度其他电力公用事业CAD对合并净收入的贡献增加了200万美元 ，达到800万美元，而2020年第三季度为600万美元，原因是GBPC的其他收入增加。2021年到目前为止，民航局的捐款减少了1000万美元，降至1500万美元，而2020年同期为2500万美元。此 主要由于2020年第一季度出售Emera缅因州，以及BLPC于2020年第一季度确认与2018年12月颁布较低企业所得税税率相关的递延企业所得税追回。这些减少被GBPC较高的其他收入和较低的利息成本部分抵消。

在截至2021年9月30日的三个月里，汇率的影响微乎其微。 到2021年为止，加元的增强减少了100万美元的收益和调整后的收益。

营业收入受监管的电力

2021年第三季度营业收入增加了1700万美元，达到9600万美元，而2020年第三季度为7900万美元，原因是BLPC的燃料收入因油价上涨而增加 。2021年到目前为止，收入从2020年同期的2.75亿美元下降到2.57亿美元，减少了1800万美元。同比下降的原因是出售了缅因州的Emera，但由于燃油价格上涨，BLPC的燃料收入增加，部分抵消了这一下降。

2021年第三季度的电力销售量为336GWh，高于2020年第三季度的326GWh。 年初至今，2021年的电力销售量为932GWh，高于2020年同期的927GWh。

受管制的发电燃料和 购入电力

2021年第三季度，用于发电和购买电力的受监管燃料增加了1300万美元，达到4600万美元，而2020年第三季度为3300万美元 。2021年到目前为止，用于发电和购买电力的受监管燃料增加了1300万美元，达到1.23亿美元，而2020年为1.1亿美元。这两个时期的增长都是由于BLPC燃料价格上涨。 与去年同期相比，2020年缅因州Emera的传输池费用部分抵消了这一增长。

27

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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
百万美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
受监管天然气的营业收入(1)		$	189			$	146			$	699			$	546
营业收入不受监管			3				3				10				9
营业总收入		$	192			$	149			$	709			$	555
天然气管制成本		$	57			$	30			$	236			$	141
股权投资收益		$	4			$	3			$	12			$	10
对综合净收入的贡献		$	22			$	16			$	113			$	87
对综合净收入的贡献CAD		$	29			$	20			$	143			$	117
对每股普通股合并收益的贡献基本 CAD		$	0.11			$	0.08			$	0.56			$	0.47
净收入加权平均汇率升水 加元/美元		$	1.26			$	1.32			$	1.26			$	1.35
EBITDA		$	66			$	52			$	258			$	213
EBITDA/CAD		$	83			$	69			$	324			$	288

(1)受监管天然气的运营收入包括截至2021年9月30日的三个月来自Brunswick Pipeline的1100万美元(2020-1200万美元)的财务收入，以及截至2021年9月30日的9个月的3400万美元(2020-3400万美元)；但是，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9个月
对于		九月三十日								九月三十日
数百万美元		2021				2020				2021				2020
PGS		$	14			$	10			$	60			$	39
NMGC			(4	)			(5	)			18				18
其他			12				11				35				30
对综合净收入的贡献		$	22			$	16			$	113			$	87

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9个月
数百万美元		九月三十日				九月三十日
对2020年综合净收入的贡献		$	16			$	87
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			43				153
天然气销售成本增加-请参阅下面的天然气监管成本			(27)				(95)
由于财产、厂房和设备增加，折旧和摊销费用增加			(4)				(11)
主要由于PGS和NMGC的劳动力和保险成本上升，OM&G费用增加			(4)				(12)
其他			(2)				(9)
2021年对综合净收入的贡献		$	22			$	113

2021年第三季度，天然气公用事业和基础设施对综合净收入的CAD贡献增加了900万美元，达到2900万美元， 与2020年第三季度的2000万美元相比，增加了2600万美元，2021年到目前为止，与2020年的1.17亿美元相比，增加了2600万美元，达到1.43亿美元。这两个时期的增长都是由于2021年1月1日生效的基本利率上调和客户增长导致PGS的基本收入增加。

28

外汇汇率变动的影响使截至2021年9月30日的三个月和2021年迄今的加元收益分别减少了100万美元和900万美元。

营业收入：受监管的天然气

2021年第三季度，天然气公用事业和基础设施的运营收入增加了4300万美元，达到1.89亿美元，而2020年第三季度为1.46亿美元，2021年迄今 增加了1.53亿美元，达到6.99亿美元，而2020年同期为5.46亿美元。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：

天然气管制成本

2021年第三季度，天然气的监管成本增加了2700万美元，达到5700万美元，而2020年第三季度为3000万美元，2021年到目前为止，2021年第三季度增加了9500万美元，达到2.36亿美元 ，而2020年同期为1.41亿美元。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量：

29

其他

		截至三个月								截至9个月
对于		九月三十日								九月三十日
百万加元(每股除外)			2021				2020				2021				2020
营销及交易保证金(1)(2)		$	(4)			$	(12)			$	63			$	16
其他不受监管的营业收入			8				10				25				25
营业总收入不受监管		$	4			$	(2)			$	88			$	41
股权投资收益		$	1			$	-			$	12			$	17
调整后对综合净收入(亏损)的贡献		$	(73)			$	(70)			$	(154)			$	(229)
扣除税金和交易费用后的销售收益			-				-				-				309
减值费用，税后净额			-				-				-				(26)
税后衍生工具MTM亏损			(245)				(82)				(368)				(95)
对综合净收入(亏损)的贡献		$	(318)			$	(152)			$	(522)			$	(41)
调整后对每股普通股合并收益的贡献 基本		$	(0.28)			$	(0.28)			$	(0.60)			$	(0.93)
对每股普通股合并收益的贡献 基本		$	(1.23)			$	(0.61)			$	(2.04)			$	(0.17)
调整后的EBITDA		$	(13)			$	(22)			$	41			$	(25)

(1)营销和交易保证金 代表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年第三季度3.34亿美元的税前MTM亏损(2020年-1.31亿美元亏损)和年初至今5.01亿美元的亏损(2020年 1.55亿美元亏损)。

下表汇总了其他调整后的贡献：

		截至三个月								截至9个月
对于		九月三十日								九月三十日
数百万加元			2021				2020				2021				2020
埃默拉能源		$	(5)			$	(12)			$	37			$	2
公司缴费请参阅下面的调整后缴费明细			(59)				(54)				(174)				(223)
Emera技术公司			(7)				(3)				(13)				(7)
其他			(2)				(1)				(4)				(1)
调整后对合并净收入的贡献 (亏损)		$	(73)			$	(70)			$	(154)			$	(229)

30

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9个月
数百万加元		九月三十日				九月三十日
对合并净收入(亏损)的贡献 2020		$	(152)			$	(41)
增加营销和交易保证金-参见Emera Energy			8				47
由于加元走强和利率下降的影响，这两个时期的利息支出都有所减少。由于偿还公司债务，同比也有所下降。			7				29
为对冲外汇收益敞口而进行的套期保值的实现收益			4				17
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
优先股分红环比增加，主要是由于宣布分红的时机。此外，由于优先股的发行，这两个时期的优先股股息都有所增加			(14)				(2)
所得税退税减少，主要是由于拨备所得税前亏损减少所致			(4)				(32)
MTM亏损(税后净额)环比增加，主要原因是新英格兰天然气的远期定价高于Emera Energy的运输对冲，以及2020年现金流对冲的外汇收益逆转 。这部分被Emera Energy 2021年第三季度MTM亏损的更大逆转所抵消。MTM净亏损同比增加，原因是新英格兰天然气的远期定价高于Emera Energy的运输对冲，以及2020年现金流对冲汇兑收益的逆转，部分抵消了2021年天然气运输资产摊销减少的影响			(163)				(271)
2020年销售和减值费用收益，税后净额			-				(283)
其他			(4)				3
2021年对合并净收入(亏损)的贡献		$	(318)			$	(522)

埃默拉能源

营销和交易利润率 在2021年第三季度增加了800万美元，亏损400万美元，而2020年同期亏损1200万美元，这是由于更有利的市场条件，特别是2021年第三季度天然气价格比2020年第三季度更高。

2021年到目前为止，利润率增加了4700万美元，2021年达到6300万美元，而2020年同期为1600万美元。这一增长反映了2月中旬美国中南部发生的极端天气事件，该事件大幅增加了Emera Energy所在邻近市场的定价和波动性，因此该业务得以获利。东北地区虽然季节性寒冷，但在很大程度上与天气事件隔绝，但在整个第一季度仍提供了稳定的机会。此外，Emera Energy受益于与2020年相比更有利的市场条件，特别是几个关键市场 地区天气的影响，这导致市场价格和波动性上升，从而导致天然气利润率上升。

31

公司

下表汇总了公司调整后的亏损：

		截至三个月								截至9个月
对于		九月三十日								九月三十日
数百万加元			2021				2020				2021				2020
运营费用(1)		$	10			$	6			$	27			$	37
利息支出			65				72				199				228
所得税费用(回收)			(18)				(19)				(57)				(78)
优先股息			14				-				36				34
与2020年新斯科舍省企业所得税税率下调导致企业递延所得税资产和负债重估相关的所得税费用			-				-				-				9
其他(2)			(12)				(5)				(31)				(7)
公司调整后净亏损		$	(59)			$	(54)			$	(174)			$	(223)

(1)营业费用包括OM&G和折旧。

(2)其他包括现金流对冲的已实现外汇收益，以对冲外汇收益敞口，2021年第三季度包括400万美元的收益(2020-零)和 年初至今1300万美元的收益(2020-400万美元的亏损)。

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内部来源的现金。公用事业客户群因客户类别中的销售额和收入而多样化 。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服务的市场普遍的经济低迷、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的子公司通常处于向Emera提供现金股息的财务状况，前提是它们在支付股息后没有违反债务契约(如适用)，并维持其信用指标。

正在进行的新冠肺炎大流行，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，可能会因司法管辖区而异。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，新冠肺炎到目前为止还没有对2021年的净收益 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，请参阅新冠肺炎大流行的业务概述和展望部分。到目前为止，还没有发生重大的 客户违约事件，截至2021年9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。公用事业公司正在继续监控客户账户，并与客户就付款安排进行合作。

公司目前预计，鉴于其现金状况、现有的银行融资和获得资金的渠道，该公司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。

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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在2021年至2023年期间有74亿美元的资本投资计划，同期潜在的额外资本机会为12亿美元。该计划包括在可再生和清洁发电、基础设施现代化和以客户为中心的技术方面在整个产品组合中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 需获得监管部门的批准。新冠肺炎未来对公司资本投资计划形象的影响程度目前无法预测。公司对其资本投资计划具有灵活性， 将继续关注时事及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。在本公司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的股息再投资计划和市值计划发行普通股来筹集资金。

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16亿美元未提取，截至2021年9月30日可用。截至2021年9月30日，该公司持有4.76亿美元的现金余额。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9月30日至2020年9月30日的9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			1,035				1,101				(66)
营运资金变动			71				139				(68)
经营活动		$	1,106			$	1,240			$	(134)
投资活动			(1,576)				(536)				(1,040)
融资活动			693				(595)				1,288
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响			(1)				(48)				47
期末现金、现金等价物和限制性现金		$	476			$	335			$	141

经营活动现金流

截至2021年9月30日的9个月，运营活动提供的净现金减少了1.34亿美元，降至11.06亿美元，而2020年同期为12.4亿美元。

营运资本变动前的运营现金减少了6600万美元。减少的主要原因是NMGC的天然气成本因2021年2月的极端寒冷天气事件而推迟，条款相关成本的回收不足增加，这主要是由于坦帕电气和PGS的天然气价格上涨，以及2020年第一季度出售Emera缅因州。这部分被Emera Energy增加的营销和 交易保证金以及PGS更高的基础收入所抵消。

营运资本的变化导致营运现金流减少6800万美元，原因是Emera Energy的现金抵押品头寸发生不利变化 ，Tampa Electric、PGS和NMGC的应收账款发生不利变化，Emera Energy和NSPI的燃料库存增加，NSPI于2020年收到2019年所得税退款，以及NMGC和Tampa Electric的 应付账款支付时间。这部分被NSPI衍生品工具现金抵押品头寸的有利变化所抵消。

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投资活动的现金流

截至2021年9月30日的9个月，用于投资活动的净现金增加了10.4亿美元，达到15.76亿美元，而2020年同期为5.36亿美元。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9月30日的9个月，包括AFUDC在内的资本支出为16.4亿美元，而2020年同期为19.67亿美元。 按细分市场划分的2021年资本支出详情如下：

●

9.27亿美元-佛罗里达电力公司(2020年为10.29亿美元)；

●

2.48亿美元-加拿大电力公用事业(2020年2.53亿美元)；

●

8500万美元--其他电力公用事业(2020年为1.24亿美元)；

●

3.78亿美元-天然气公用事业和基础设施(2020年为5.59亿美元)；以及

●

200万美元-其他(2020年200万美元)。

融资活动的现金流

在截至2021年9月30日的9个月里，融资活动提供的净现金增加了12.88亿美元，达到6.93亿美元，而2020年同期融资活动使用的现金为5.95亿美元。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，以及优先股的发行。这部分被TEC较高的短期债务净偿还和NSPI 2020年长期债务的净收益所抵消。

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合同义务

截至2021年9月30日，今后五年每年及此后的合同承诺额包括以下内容：

数百万加元		2021				2022				2023				2024				2025				此后				总计
长期债务本金		$	125			$	526			$	553			$	448			$	477			$	12,427			$	14,556
付息义务(一)			239				607				587				575				555				7,085				9,648
交通(2)			185				485				406				348				311				2,806				4,541
购电(3)			68				227				221				238				237				2,176				3,167
燃料、气体供应和储存			303				340				72				45				40				24				824
基本工程项目			473				159				95				6				1				-				734
资产报废义务			9				2				7				2				2				391				413
长期服务协议(4)			36				64				68				48				32				90				338
养老金和退休后债务(5)			8				38				32				33				32				192				335
股权投资承诺(6)			-				240				-				-				-				-				240
租约及其他(7)			3				16				16				15				8				120				178
需求侧管理			10				45				-				-				-				-				55
长期应付款项			1				5				5				-				-				-				11
		$	1,460			$	2,754			$	2,062			$	1,758			$	1,695			$	25,311			$	35,040

(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9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1.44亿美元的承诺，该合同将持续到2040年。

(3)每年需要从IPPS或其他公用事业公司购买发电量，合同期限各不相同 。

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

(5)估计合同债务的计算方法为：当前法律规定的对注册基金养老金计划的缴费 (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提供股权贡献。

(7)包括建筑物、土地、电信服务和轨道车的运营租赁协议、传输权和投资承诺。

纳尔科继续推进下丘吉尔项目(包括马斯喀特瀑布和LIL)的建设完成，最终投产目标是2022年第一季度 。麝鼠瀑布的四台发电机中有三台已经完工并投入使用，第一台在2020年第三季度，第二台在2021年第二季度，第三台在2021年第三季度。

UARB批准的2021年分摊金额约为1.72亿美元。这将受到高达1000万美元的预扣，这取决于NS区块的开始时间，NSPML已推迟收取2300万美元的折旧 费用。纳尔科公司已于2021年8月15日开始交付NS区块，根据与纳尔科公司的协议，NS区块将在未来35年内交付。由于Nalcor处于LIL投产的最后阶段，供应将出现 定期投产相关中断，任何由此导致的交付缺口将在稍后交付。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Marine Link相关的资本成本 ，并批准NSPML的2022年评估。

NSPI有合同义务在自2018年1月15日启用之日起约38年内向NSPML支付使用海事链路的费用。 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应向NSPML支付的时间和金额有待UARB批准。

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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真正的UP敲定双方各自与Marine Link和LIL相关的投资义务。

Emera已承诺在接到请求时获得纳尔科的某些输电权利 ，使其能够输送纽芬兰、拉布拉多或新斯科舍省未使用的能源。纳尔科有权从新斯科舍省向新英格兰能源市场传输这一能源，从2021年8月15日起生效，也就是NS区块开始的日期，并持续50年。由于转播权已签订合同，因此上表中的租赁和其他合同中包含了这些义务。

债务管理

根据下表，除了运营产生的资金外，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。

数百万美元		成熟性				信用 设施				已利用				未绘制 和 可用
Emera Set无担保承诺循环信贷安排			2026年6月			$	900			$	327			$	573
Tec(美元)无担保承诺循环信贷安排 (1)			2023年3月				800				461				339
NSPI的无担保承诺循环信贷安排			2024年10月				600				198				402
EMERA HERA无安全非循环设施			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				265				135
NMGC(美元)无担保承诺 循环信贷安排			2023年3月				125				14				111
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安排			五花八门				35				21				14

(1)此设施 可供坦帕电气和PGS使用。截至2021年9月30日，坦帕电气使用了3.46亿美元，PGS使用了1.15亿美元。

Emera及其 子公司有与其信贷安排相关的债务契约。公约定期进行测试，截至2021年9月30日，公司符合公约的要求。

下面对Emera及其子公司最近的重大融资活动逐一进行讨论：

佛罗里达电力公司

2021年5月25日，TEC建立了商业纸质计划。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。全部发行的商业票据由TEC的信贷安排支持，导致等额的信贷安排被视为已提取且不可用。

2021年5月15日，TEC偿还了其2.78亿美元的票据，到期利率为5.4%。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。

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