附件99.1

管理层讨论与分析

As at May 12, 2022

管理层讨论与分析 回顾了Emera Inc.及其子公司和投资在2022年第一季度相对于2021年同季度的运营结果，以及与2021年12月31日相比截至2022年3月31日的财务状况。在整个讨论过程中，Emera公司、Emera公司和公司指的是Emera公司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、天然气公司和基础设施公司、其他电力公司和其他公司。

本讨论及分析应与Emera Inc.于截至2022年3月31日及截至三个月的未经审核简明综合中期财务报表及附注及截至2021年3月31日止三个月的Emera Inc.年度MD&A及经审核的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2022年3月31日，Emera受利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？)
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)
海岸线天然气输送有限责任公司(SeaCoastä)		Fpsc
Emera Brunswick管道有限公司(Brunswick管道？)		加拿大能源监管机构(CER？)
巴巴多斯电力有限公司(BLPC)		巴巴多斯公平贸易委员会(FTC？)
大巴哈马电力有限公司(GBPC)		大巴哈马港务局(GBPA)
股权投资
NSP Sea Link Inc.(NSPML)		UARB
拉布拉多岛连接有限合伙企业(LIL？)		纽芬兰和拉布拉多公用事业委员会(NLPUB？)
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
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？)

除佛罗里达电力公用事业、天然气公用事业和基础设施以及MD&A的其他电力公用事业部分外，所有金额均以加元(？加元)表示，除非另有说明。

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

1

目录

前瞻性信息

本MD&A包含前瞻性信息和陈述，它们反映了公司对未来增长、经营结果、业绩、二氧化碳减排目标、业务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定义的其他目的。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？、？可能？、？估计？、 ？预期？、？预测？、？意向？、？可能？、？可能？、？？计划、？项目？、？时间表、？应该？、？目标？、？将？、？将？和 类似的表述通常意在识别前瞻性信息，尽管并不是所有前瞻性信息都包含这些识别词语。前瞻性信息反映了管理层目前的信念，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、业绩或结果的保证，不一定是对是否或何时将实现此类事件、业绩或结果的准确指示。

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面；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；意外维护和其他支出；系统运营和维护风险；衍生金融工具和对冲；利率风险；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；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相关的不确定性，例如新冠肺炎新型冠状病毒的流行；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。

2

告诫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限制，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。

引言和战略概述

Emera总部位于新斯科舍省哈利法克斯，拥有并运营服务成本加拿大、美国和加勒比海地区实行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电力和天然气服务，并受到监管机构的监管。Emera的战略重点仍然是安全地为其客户提供更清洁、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条件。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)、资本结构中的股本金额以及通过监管批准的股本回报率(ROE)推动。 收益还受销售量和运营费用的影响。

Emera的资本投资计划为2022-to-2024在此期间(包括2022年对LIL的2.4亿美元股权投资)，同期还有10亿美元的潜在资本投资。这导致到2024年的预测税率基数增长率约为7%至8%。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来提供资金。在市场上程序(自动柜员机程序)。维持投资级信用评级是管理层的优先事项。

Emera提供了到2024年4%至5%的年度股息增长指引。本公司的目标是长期派息比率为调整后净收益的70%至75%，虽然派息率可能在预测期内及之后超过该目标，但随着时间的推移，预计将回到该范围。有关非GAAP衡量调整后净收入的股息支付率的详细信息，请参阅非GAAP财务衡量和比率一节。

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敞口。这些影响，以及资本投资的时机和其他因素，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处于有利地位，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。

3

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产生和传输能源的方式。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，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Sea Link、正在建设中的太阳能发电和坦帕电力公司的Big Bend发电站的现代化，以及计划中的NSPI投资，以使其燃煤机组退役并实现可再生能源目标。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。 所有这些项目都体现了Emera为客户安全地提供更清洁、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，并制定到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的良好业绩记录、公司经验丰富的团队以及实现Emera中期碳目标的明确途径。借助现有的技术和资源以及支持性法规决策的好处，Emera计划并预计实现与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%。

Emera寻求兑现其气候承诺，同时继续专注于投资于可靠性，永远不会忽视客户的负担能力。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、投资者和客户建设性地合作，以实现这些目标并实现其净零愿景 。

Emera致力于世界一流的安全、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。

非公认会计准则财务计量和比率

Emera使用的财务计量和比率在USGAAP下没有标准化含义，可能无法与其他实体提出的类似计量进行比较。 Emera通过调整特定项目的某些GAAP计量来计算非GAAP计量和比率。管理层认为，排除这些项目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。这些衡量标准和比率将在下文进行讨论和核对。

4

调整后的普通股股东应占净收益、调整后每股普通股收益和调整后净收益的股息支付率。

Emera计算调整后的普通股股东应占净收入(调整后的净收入) 剔除以下因素的影响按市值计价(MTM？)调整和NSPML不可收回费用的影响。

管理层认为，在结算前，从净收入中剔除这些MTM估值及其变化的影响，可以更好地使这些合同的意图和财务影响与相关现金流保持一致，并排除这些MTM调整，以评估业绩和奖励薪酬。MTM调整涉及以下几个方面：

●

持有以待交易(Br)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，以及因埃默拉能源的某些营销和交易交易而确认的相关运输能力摊销；

●

熊沼泽电力公司(Bear Swamp Power Company LLC)的业务活动计入Emera的权益收入；

●

在BLPC和另一部门的专属再保险公司持有的股权证券；以及

●

为管理外汇收益敞口而进行的外汇现金流对冲。

有关MTM调整的更多详细信息，请参阅综合财务审查、财务要点和其他电力公用事业，以及财务要点和其他章节。

2022年2月，UARB发布了一项决定，不允许收回NSPML最终资本成本申请中包含的900万美元成本 (税后700万美元)。税后无法收回的成本在Emera简明综合收益表的股权投资收入 中确认。管理层认为，将这些不可收回的成本从调整后净收益的计算中剔除，更好地反映了该期间的基本业务。有关NSPML不可收回成本的详细信息，请参阅加拿大电力公用事业的业务概述和展望以及加拿大电力公用事业的财务要点。

调整后每股普通股收益与调整后净收益的基本比率和股息支付率为非公认会计准则比率，按调整后净收入计算，如上所述。

Emera计算加拿大电力公用事业、其他电力公用事业和其他部门的调整后净收入和调整后每股普通股收益。每一部分都包括与最近的公认会计准则衡量标准的对账。请参阅《加拿大电力公用事业财务要点》、《其他电力公用事业财务要点》和《财务要点》其他章节。有关调整后净收入的股息支付率的更多详细信息，请参阅Emera 2021年第四季度MD&A中的股息支付率部分。

报告的普通股股东应占净收益与调整后净收益的对账如下：

对于		截至3月31日的三个月
百万加元(每股除外)		2022				2021
普通股股东应占净收益		$	362			$	273
MTM税后收益(1)			127				30
NSPML无法收回的成本(2)			(7)				-
调整后净收益		$	242			$	243
普通股每股收益基本		$	1.38			$	1.08
调整后每股普通股收益基本		$	0.92			$	0.96
(1)截至2022年3月31日的三个月所得税支出净额5400万美元(2021年-1300万美元支出)。
(2)Emera将NSPML作为股权投资入账，因此税后无法收回的成本在Emera的简明综合损益表的股权投资收入中记录。

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EBITDA和调整后的EBITDA

扣除利息、所得税、折旧和摊销前的收益(EBITDA)和调整后的EBITDA是Emera使用的非GAAP 财务指标。这些财务指标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。

与上文所述的调整后净收益计算类似，调整后的EBITDA为扣除MTM调整的收入影响和NSPML不可收回成本的EBITDA。

以下是净收入与EBITDA 和调整后EBITDA的对账：

对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
净收入(1)		$	378			$	285
利息支出，净额			156				157
所得税费用			95				56
折旧及摊销			230				226
EBITDA		$	859			$	724
MTM收益，不包括所得税			181				43
NSPML无法收回的成本(2)			(7)				-
调整后的EBITDA		$	685			$	681
(1)净收入是指之前的收入子公司的非控股权益和优先股股息。
(2)Emera将NSPML作为股权投资入账，因此税后不可收回成本计入Emera简明综合损益表的股权投资收入 。

综合财务审查

影响第一季度收益的重要项目

税后MTM收益对收益的影响

与2021年第一季度的3000万美元相比，2022年第一季度的税后MTM收益增加了9700万美元，达到1.27亿美元，这是由于2022年MTM亏损的更大逆转，部分被天然气运输资产的更高摊销和Emera Energy 2022年现有头寸的变化所抵消。

按业务细分的综合财务亮点
对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
调整后净收益
佛罗里达电力公司		$	112			$	83
加拿大电力公司			98				88
天然气公用事业和基础设施			77				80
其他电力设施			1				7
其他			(46)				(15)
调整后净收益		$	242			$	243
MTM税后收益			127				30
NSPML无法收回的成本			(7)				-
普通股股东应占净收益		$	362			$	273

6

下表突出显示了2021年至2022年调整后净收入的重大变化。
对于		截至三个月
数百万加元		3月31日
调整后净收入2021年		$ 243
运营实体绩效
坦帕电气收益增加，原因是2022年1月起基本利率上调导致基本收入增加，与提前报废资产的资本成本回收相关的回报 以及有利的天气，但部分被更高的运营、维护和一般费用(？OM&G？)所抵消		29
NSPI的收益增加是由更高的销售量推动的，主要是由于风暴成本增加，部分被OM&G增加所抵消		9
由于2021年冬季风暴URI，Emera能源服务(EES)的收益减少，导致利润率增加		(12)
公司
由于长期激励薪酬和相关对冲的时间安排，OM&G和税前增加		(15)
其他差异		(12)
调整后净收入2022年		$ 242
有关可报告分部贡献的更多详细信息，请参阅 财务要点一节。

对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
营运资本变动前的营运现金流		$	482			$	340
营运资金变动			119				(41)
营运现金流		$	601			$	299
投资现金流		$	(513)			$	(478)
融资现金流		$	(98)			$	196

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			3月31日				12月31日
数百万加元			2022				2021
总资产		$	34,337				$ 34,244
长期债务总额(包括本期部分)		$	14,301				$ 14,658

7

合并损益表要点
对于		截至3月31日的三个月
百万加元(每股除外)		2022				2021				方差
营业收入		$	2,015			$	1,612			$	403
运营费用			1,436				1,175				(261)
营业收入		$	579			$	437			$	142
股权投资收益			27				41				(14)
其他收入，净额			23				20				3
利息支出，净额			156				157				1
所得税费用			95				56				(39)
净收入		$	378			$	285			$	93
普通股股东应占净收益		$	362			$	273			$	89
MTM税后收益			127				30				97
NSPML无法收回的成本			(7)				-				(7)
调整后净收益		$	242			$	243			$	(1)
普通股每股收益基本		$	1.38			$	1.08			$	0.30
稀释后每股普通股收益		$	1.38			$	1.08			$	0.30
调整后每股普通股收益基本		$	0.92			$	0.96			$	(0.04)
宣布的每股普通股股息		$	0.6625			$	0.6375			$	0.0250
调整后的EBITDA		$	685			$	681			$	4

营业收入

与2021年第一季度相比，2022年第一季度的营业收入增加了4.03亿美元。没有增加1.42亿美元的MTM收益，营业收入增加了2.62亿美元，原因是：

●

天然气公用事业和基础设施部门增加1.09亿美元，原因是购买的天然气调整条款增加了 由于天然气价格上涨和客户增长导致PGS的基本收入增加，PGS和NMGC的收入增加；

●

佛罗里达电力公用事业部门增加8000万美元，原因是反映新基本费率的基本收入增加 从2022年1月起生效，与提前报废资产的资本成本回收有关的回报，有利的天气和客户增长；

●

加拿大电力公用事业部门增加6600万美元，原因是工业客户的贡献增加，这与能源成本上升和销售量增加有关；以及

●

其他电力公用事业部门增加2,500万美元，原因是BLPC的燃料收入因燃料价格上涨而增加 。

由于反映2021年冬季风暴URI的EES收益减少，导致利润率增加，其他部门的收益减少1800万美元，部分抵消了这些影响。

运营费用

2022年第一季度，运营费用比2021年第一季度增加了2.61亿美元，原因是：

●

天然气公用事业和基础设施部门增加1.07亿美元，原因是PGS和NMGC的天然气价格上涨；

●

加拿大电力公用事业部门增加6500万美元，原因是发电燃料增加和购买电力以及OM&G增加；

●

由于OM&G和天然气价格上涨，佛罗里达电力公用事业部门增加了3900万美元；

●

由于BLPC燃料价格上涨，其他电力公用事业部门增加了2900万美元；以及

●

其他部门增加1,500万美元，原因是公司OM&G增加，反映了长期激励性薪酬的时间安排。

8

所得税费用

与2021年第一季度相比，2022年第一季度所得税支出增加主要是由于扣除所得税拨备前的收入增加。

净收益和调整后的普通股股东应占净收益

2022年第一季度，与2021年第一季度相比，普通股股东应占净收益的增长受到税后MTM收益增加9700万美元的有利影响，而受到NSPML不可收回成本700万美元的不利影响。如果不计入MTM变动和NSPML不可收回成本，调整后的净收入与2021年第一季度一致。坦帕电气和NSPI的收益贡献增加，被EES收益的下降和公司OM&G的增加所抵消。

基本每股普通股收益和调整后每股收益

由于上文讨论的收益增加，2022年第一季度普通股基本每股收益高于2021年第一季度，但部分被加权平均流通股增加的影响所抵消。由于加权平均流通股增加的影响，调整后的普通股每股收益 第一季度基本下降。

外币折算的影响

Emera在国际上开展业务，包括在加拿大、美国和多个加勒比国家。因此，Emera以当地货币 计价产生收入和费用，并换算成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或不利的影响。

总体而言，Emera的收益受益于加元走弱，但受到加元走强的不利影响。外汇在任何时期的影响受汇率变动、该期间境外业务收益的时机和百分比以及外汇现金流套期保值以管理外汇收益敞口的影响的驱动。

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。2022年和2021年加元/美元相关汇率如下：

		截至三个月								截至的年度
		3月31日								12月31日
		2022				2021				2021
加权平均加元/美元		$	1.27			$	1.27			$ 1.26
期末加元/美元汇率		$	1.25			$	1.26			$ 1.27

外汇汇率变动对2022年第一季度净收入和调整后净收入的影响微乎其微。

下表包括Emera的重要部门，其对调整后净收入的贡献以美元计价。

9

对于		截至3月31日的三个月
数百万美元		2022				2021
佛罗里达电力公司		$	88			$	65
天然气公用事业和基础设施(1)			58				56
其他电力设施			1				6
其他细分市场(2)			(12)				(2)
总计(3)		$	135			$	125
(1)包括PGS、NMGC、SeaCoast和M&NP的美元净收入。
(2)包括Emera Energy来自EES、Bear Swamp的美元调整后净收入，以及Emera Inc.以美元计价债务的利息支出。
(3)净额1.03亿美元截至2022年3月31日的三个月的税后MTM收益(2021年-2300万美元税后MTM收益)。

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，以满足客户的需求，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对Emera运营的服务地区产生了不同的 影响，但综合而言，预计新冠肺炎在2022年不会产生实质性的财务影响。有关新冠肺炎及其未来对Emera及其业务的潜在影响的更多信息，请参阅Emera 2021年度MD&A中的业务概述和展望以及流动性和资本资源章节。

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，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。

坦帕电气预计2022年的净资产收益率在其范围内。2022年1月1日生效的新基本利率预计将导致2022年美元收益高于2021年的 。坦帕电力的销售量预计将与2021年相似，这得益于比正常天气更温暖的天气(20年统计度数日平均值)。坦帕电气预计2022年客户增长率将与2021年持平，这反映了佛罗里达州目前的经济增长。

坦帕电力公司于2022年1月19日提出的中程燃料调整请求已于2022年3月1日获得批准。费率上调从2022年4月的第一个计费周期起生效，涵盖了1.69亿美元的更高燃料和容量成本，并将从2022年4月1日起至2022年12月在客户账单上分摊。

2022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(2021年至12亿美元)，包括建设期间使用的资金津贴(AFUDC)。资本项目包括继续对Big Bend发电站进行现代化改造、太阳能投资、电网现代化、风暴加固投资和运营基础设施。

加拿大电力公司

加拿大电力公司包括NSPI和Emera Newfinland&Labrador Holdings Inc.(enl？)。NSPI是一家垂直整合的监管电力公用事业公司，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，在NSPML和LIL拥有股权投资：两项输电投资 与开发位于拉布拉多丘吉尔河下游穆斯克拉特瀑布的824兆瓦水力发电设施有关。

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NSPI

NSPI预计 2022年的净资产收益率在其允许的范围内，并预计收益将与2021年持平。比正常天气更热的天气对NSPI在2021年的销售量造成了不利影响。假设2022年天气正常，NSPI预计销量将高于2021年。

NSPI目前在一项为期三年的燃料稳定计划下运作，该计划导致年均总体增长率为1.5%，以回收2020年至2022年期间的燃料成本。2022年费率包括与收回海上连接成本有关的约1.62亿美元(在下文ENL，NSPML一节中讨论)。

2022年1月27日，NSPI向UARB提交了一般费率申请(GRAä)，该申请随后于2022年2月18日进行了修订。GRA提出了2022年至2024年的费率稳定计划，其中包括2022年8月1日、2023年1月1日和2024年1月1日，根据燃料调整机制(FAM)，平均基本费率每年增加2.8%，平均燃料费率每年增加0.8%。拟议税率将导致2022年年化增量收入(基本税率和燃料税)增加5200万美元(与2022年8月1日至2022年12月31日相关的2100万美元 )、2023年5400万美元和2024年5600万美元。这件事的听证会定于2022年9月6日开始，UARB预计将在今年晚些时候做出决定。

来自可再生能源的能源增加了，从2021年8月15日开始，纳尔科能源公司(Nalcor Energy)从马斯喀特瀑布水电项目 (纳尔科尔瀑布)开始承担区块交付义务。Nalcor有义务在35年内每年向NSPI提供约900GWh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。Nalcor的LIL的最终调试已经经历了延迟。在这些调试的最后阶段，供应将中断，任何由此产生的交付短缺都将在公司同意的日期交付。从2022年9月开始，NSPI可以选择通过能源准入协议从Nalcor购买额外的市场价格能源。根据能源准入协议，纳尔科有义务每年向NSPI提供平均至少1.2太瓦时的能源。纳尔科正在努力实现LIL在2022年的最终投产。

2022年，NSPI预计将投资5.65亿美元(2021年为3.88亿美元)，其中包括AFUDC，主要用于支持系统可靠性、更新水电基础设施和增加可再生能源的资本项目。

环境立法和法规

NSPI受加拿大政府和新斯科舍省制定的环境法律和法规的约束。NSPI继续与两级政府合作，遵守这些法律和法规，以最大限度地提高排放控制措施的效率，并将客户成本降至最低。NSPI预计，在NSPI的监管框架下，为实现法定合规而谨慎产生的成本是可以收回的。NSPI面临与实现气候和环境立法要求相关的风险，包括不遵守的风险，这可能对NSPI的业务和财务业绩产生不利影响。有关这些风险和环境法律法规的进一步讨论，请分别参考Emera 2021年度MD&A中的企业风险和风险管理和企业风险管理和加拿大电力公用事业展望 部分。以下概述了与省和联邦环境法律法规相关的最新发展。

新斯科舍省总量管制与交易计划规定：

2022年第一季度，NSPI根据新斯科舍省获得了2022年授予的排放限额 总量管制与交易计划规定。这些津贴将在2022年结束的最初四年遵从期内分配。除了已给予的补贴外，NSPI被允许从省政府购买省级拍卖或储备信用额度的最多5%，这些信用额度预计将以溢价定价。

11

新斯科舍省可再生能源法规：

根据省级立法的可再生能源条例，替代合规计划要求NSPI在2020年至2022年期间实现可再生能源产生的电力销售的40%。由于NS区块的交付时间晚于预期，以及LIL延迟导致供应进一步中断，NSPI目前无法预测是否有能力实现替代合规计划的要求。在整个2022年，NSPI将继续尽最大努力实现该标准，并根据可再生能源法规的要求，NSPI将以适当勤勉的方式 采取行动。如果NSPI被发现没有以适当的勤勉方式行事，它可能会被处以最高1000万美元的罚款。

Enl

预计2022年NSPML和LIL的股权收益将高于2021年。NSPML和LIL的投资都被记录为投资，受到对Emera的简明合并资产负债表的重大影响。

NSPML

海通的股本收益取决于批准的净资产收益率和NSPML的运营业绩。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。

Sea Link资产于2018年1月15日投入使用，实现了纽芬兰和新斯科舍省之间的能源传输，提高了可靠性和辅助效益，并支持了这两个省的能源效率和可靠性。 有关NS区块的更多信息，请参阅上面的NSPI部分。

2022年2月，UARB发布了其决定和董事会命令，批准了NSPML 请求的费率基数约为18亿美元减去约900万美元的成本(税后700万美元)，如果NSPI发生了这些成本，这些成本将无法收回。NSPML还获得批准，将从NSPI收取1.68亿美元(2021-1.72亿美元)，用于在2022年收回海上连接成本。这取决于从2022年4月至12月每月收到至少90%的NS区块交付(包括补充能源交付)和替代能源成本，每月扣留金额最高可达200万美元。NSPML将于2022年年中向UARB提交申请，要求收回2023年的海上通道成本。

NSPML预计2022年不会有任何重大资本投资(2021年为600万美元)。

李尔

Enl是Nalcor在LIL的有限合伙人。LIL的建造已经完成，纳尔科正在努力实现2022年的最终调试。

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6.96亿美元，其中包括4.1亿美元的股权出资和2.86亿美元的累计股权收益。在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。

12

天然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管道和Emera在M&NP的非整合投资 。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的采购、分销和销售。NMGC是一家受州内监管的天然气分销公用事业公司，从事购买、输送、分销和销售天然气，为新墨西哥州的客户提供服务。海岸是一家受监管的州内天然气传输公司，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，将重新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2022年天然气公用事业和基础设施美元的收益将高于2021年，主要原因是客户增长和PGS累计折旧的逆转，如下所述。

PGS预计2022年的收益将在其允许的ROE范围内，并预计利率基数和美元收益将高于2021年。PGS预计2022年将出现有利的客户增长，2022年的销售量预计将以与客户增长一致的水平增长。2020年11月批准的PGS汇率案件和解协议还提供了 到2023年总计3,400万美元累计折旧的逆转能力。2022年第一季度，PGS扭转了500万美元的累计贬值。剩余累计折旧的冲销预计将在2022年和2023年期间发生。

NMGC预计2022年的收益将接近其授权的ROE，并预计利率基数将高于2021年。NMGC预计客户增长率 将与历史趋势一致。

2021年12月13日，NMGC向NMPRC提起费率诉讼，要求新费率于2023年1月生效。NMGC要求将年度基本收入增加4100万美元，主要原因是运营成本增加以及对管道和相关基础设施的资本投资。国家发改委预计将在2022年底做出决定。

2018年，SeaCoast签署了一项为期34年的协议，通过一条21英里、30英寸的横向管道提供长期的公司天然气运输服务。管道支线的租赁从2022年1月1日开始。

2022年，天然气公用事业和基础设施部门的资本投资预计约为4.85亿美元(2021-4.07亿美元)，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将继续进行投资，以保持其系统的可靠性，并支持客户增长。

其他电力设施

其他电力公用事业公司包括Emera (加勒比)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以及圣卢西亚岛Lucelec 19.5%的权益(按股权计算)。

其他电力公用事业公司2022年的收益预计将比上一年有所增长，原因是GBPC和BLPC的基本利率提高导致收益增加，以及当地经济继续从新冠肺炎的影响中复苏。

2022年3月31日，Emera完成了其在多米尼克电力服务有限公司(Domlec)的51.9%权益的出售，所得收益接近账面价值。Domlec于2022年第一季度被纳入另一个电气部门。这笔交易没有对收益产生实质性影响。

2022年1月14日，GBPA发布了关于GBPC利率申请的决定，允许从2022年4月1日起增加350万美元的收入。

13

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。申请寻求调整费率和实施反映成本的费率结构，以促进新改革的电力市场的预期变化和该国向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，并在获得批准后每年增加约2300万美元的非燃料收入。 申请包括要求在允许的股权资本结构为65%的情况下获得12.50%的允许监管ROE。BLPC预计联邦贸易委员会将在2022年做出决定和新的利率。

2022年，其他电力公用事业部门的资本投资预计为7500万美元(2021年为8800万美元)，主要用于更高效、更清洁的发电来源，包括可再生能源和电池存储。

其他

其他分部包括在正常年度低于作为单独分部报告所需门槛的业务运营；以及未直接分配给Emera子公司和投资的企业支出和收入项目。

其他部门的业务包括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以及位于马萨诸塞州西北部的633兆瓦抽水蓄能水电站Bear Swamp 50.0%的合资企业股权投资组成。ETL是一家全资拥有的科技公司，专注于寻找向客户提供可再生和有弹性的能源的方法。

其他类别中包括的公司项目包括某些公司范围的职能，包括行政管理、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。它还包括未直接分配给Emera子公司运营和投资的与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最大的盈利机会。EES通常预计将在其指导范围内实现1500万美元至3000万美元(4500万美元至7000万美元的保证金)的年度调整后净收入。

预计2022年来自其他部门的调整后净亏损将更高，这是由于公司OM&G较高，这主要是由于长期激励薪酬和相关对冲的时机、EES回到正常收益范围、2021年现金流对冲实现外汇收益以及利息支出增加。预计这一减少将被由于净亏损增加而导致的税金减少部分抵消。

另一部分预计2022年不会有任何重大资本投资(2021年为100万美元)。

14

合并资产负债表亮点
简明综合资产负债表在2021年12月31日至2022年3月31日期间的重大变化包括：
数百万加元		增加 (减少)				解释
资产
库存		$	(100)			减少的原因是Emera Energy的天然气产量较低，以及NSPI的燃料库存较低。
衍生工具(当前和长期)			167			增加的原因是NSPI的大宗商品价格上涨以及Emera Energy取消了2021年的合同，但NSPI的和解协议部分抵消了这一增长。
监管资产(流动资产和长期资产)			92			增加的原因是NSPI的FAM延期增加，坦帕电气的成本回收条款增加，以及NSPI的递延所得税监管资产增加。这些被更强大的CAD对Emera外国附属公司的翻译和NMGC 2021冬季事件天然气成本的回收产生的 影响部分抵消。
应收款和其他资产(流动和长期)			123			增加的原因是Emera Energy的天然气运输资产增加、NSPI业务的季节性趋势以及NSPI需要预付所得税和相关利息。由于Emera Energy的交易量减少，现金抵押品和贸易应收账款减少，部分抵消了这一影响。
财产、厂房和设备，累计折旧和摊销后的净额			(142)			减少的原因是更强大的CAD对Emera海外联属公司的翻译的影响，以及将Seaco ast的管道侧线重新归类为销售型租赁。坦帕电气、PGS和NSPI的增加部分抵消了这些 。
直接融资型和销售型租赁的净投资			103			由于海岸管道租赁的开始，增加了。
商誉			(82)			减少的原因是更强大的CAD对Emera海外附属公司的翻译产生了影响。
负债与权益
短期债务和长期债务(含本期部分)		$	(238)			减少的原因是更强大的CAD对Emera的外国联属公司的翻译以及Emera和NSPI承诺的信贷安排的偿还的影响。
应付帐款			(64)			由于坦帕电气和PGS的付款时间以及Emera Energy的交易量较低，导致收入下降。这部分被NSPI衍生品工具增加的现金抵押品头寸所抵消。
递延所得税负债，扣除递延所得税资产的净额			57			由于Emera Energy的衍生工具发生变化，导致收益增加。
衍生工具(当前和长期)			(63)			减少的原因是Emera Energy撤销了2021年的合同，但被2022年的新合同和Emera Energy现有头寸的变化部分抵消。
监管责任(流动和长期)			127			由于NSPI与衍生品工具相关的延期，增加了。
其他负债(流动和长期负债)			180			由于NSPI的排放合规应计费用、坦帕电力公司与太阳能项目相关的投资税收抵免以及公司长期债务的利息支付时间，导致增长。
普通股			123			由于Emera的自动柜员机股权计划和根据股息再投资计划发行的股票而增加。
累计其他综合收益			(130)			减少的原因是更强大的CAD对Emera海外附属公司的翻译产生了影响。
留存收益			189			由于净收益超过支付的股息而增加。

15

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
平衡，2020年12月31日			251.43							$	6,705
普通股发行(1)			4.99								284
按市场汇率在采购计划项下为现金发行			4.32								239
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			0.33								14
员工购股计划			-								4
平衡，2021年12月31日			261.07							$	7,242
普通股发行(2)			0.92								56
按市场汇率在采购计划项下为现金发行			1.13								66
根据股息再投资计划购买的股票折扣			-								(1	)
根据高级管理层股票期权计划行使的期权			0.01								1
员工购股计划			-								1
平衡，2022年3月31日			263.13							$	7,365
(1)2021年，根据Emera的自动柜员机计划，发行了4987,123股普通股，平均价格为每股57.63美元，总收益为2.87亿美元(扣除税后发行成本)。
(2)2022年第一季度，Emera的自动柜员机计划发行了920,100股普通股，平均价格为每股60.81美元，总收益为5,600万美元(税后发行成本净额为5,600万美元)。截至2022年3月31日，ATM计划仍有4.01亿美元的总销售限额可供发行。

截至2022年5月10日，已发行和已发行普通股数量为2.637亿股。

截至2022年3月31日的三个月，基本普通股(包括已发行和已发行普通股)的加权平均流通股为2.618亿股(2021年为2.535亿股)。自2022年2月10日起，递延股份单位不再能够以股票结算，因此被排除在已发行普通股的加权平均股份之外。

金融亮点

佛罗里达电力公司

除非另有说明，所有金额均以美元报告。

对于			截至3月31日的三个月
百万美元(每股除外)			2022				2021
营业收入-受监管的电力		$	510			$	447
发电和购电用受管制燃料		$	136			$	128
对综合净收入的贡献		$	88			$	65
对综合净收入的贡献		$	112			$	83
对每股普通股合并收益的贡献基本加元		$	0.43			$	0.33
净收入加权平均汇率加元/美元		$	1.27			$	1.28

16

净收入
下表汇总了净收入变化的要点：
对于			截至三个月
数百万美元						3月31日
2021年对综合净收入的贡献						$ 65
营业收入增加-见下面的营业收入-受监管的电气						63
增加发电燃料和购买电力-请参阅下文规定的发电燃料和购买电力						(8)
由于延期条款恢复的时间安排、较高的输电和配电、保险和福利成本，OM&G增加						(19)
所得税支出增加，主要是由于所得税拨备前收入增加所致						(8)
其他						(5)
2022年对综合净收入的贡献						$ 88

外汇汇率变动对2022年第一季度收益的影响微乎其微。

受监管的电力公司的营业收入

与2021年第一季度的4.47亿美元相比，2022年第一季度的电力收入增加了6,300万美元至5.1亿美元，这主要是由于2022年1月生效的新基本利率、与提早报废资产的资本成本回收相关的回报、有利的天气和客户 增长。

电力收入和销售量按客户类别汇总如下：

第一季度电力收入(以百万美元计)			2022			2021
住宅		$	270			$ 232
商业广告			137			126
工业			37			37
其他(1)			66			52
总计		$	510			$ 447
(1)其他包括对公共当局的销售、对其他公用事业公司的系统外销售、未开账单的收入和与条款相关的监管延期。

第一季度电力销售量(以千兆瓦时为单位) (1)			2022			2021
住宅			2,082			2,053
商业广告			1,375			1,325
工业			484			474
其他			532			445
总计			4,473			4,297
(1)电力销售量仅根据计费的 小时计算。与未开单收入相关的GWH不包括在内。

用于发电和购买电力的受管制燃料

由于天然气价格上涨，2022年第一季度用于发电和购买电力的受监管燃料增加了800万美元，达到1.36亿美元，而2021年第一季度为1.28亿美元。

第一季度生产量(GWh)			2022			2021
天然气			3,828			3,407
太阳能			311			286
煤，煤			420			406
外购电力			23			340
总计			4,582			4,439

由于天然气价格上涨，2022年第一季度每兆瓦时平均燃料成本从2021年第一季度的29美元增加到每兆瓦时30美元。

17

加拿大电力公司

对于			截至3月31日的三个月
百万加元(每股除外)			2022				2021
营业收入-受监管的电力		$	509			$	443
发电和购电用受管制燃料(1)		$	303			$	212
股权投资收益(2)		$	27			$	26
对合并调整后净收入的贡献		$	98			$	88
NSPML无法收回的成本			(7)				-
对综合净收入的贡献		$	91			$	88
对合并调整后每股普通股收益的贡献-基本		$	0.37			$	0.35
对每股普通股合并收益的贡献-基本		$	0.35			$	0.35
(1)受监管的发电和购买电力燃料包括NSPI的FAM和简明综合损益表中的固定成本递延，但不包括在分部概述中。
(2)股票投资收入不包括截至2022年3月31日的三个月(2021年为零)的700万美元的NSPML 税后不可收回成本。

下表汇总了加拿大电力公司对合并调整后净收入的贡献 ：
对于			截至3月31日的三个月
数百万加元			2022				2021
NSPI		$	71			$	62
NSPML的股权投资			13				13
LIL的股权投资			14				13
对合并调整后净收入的贡献		$	98			$	88

净收入
下表汇总了净收入变化的要点：
对于			截至三个月
数百万加元						3月31日
2021年对综合净收入的贡献						$ 88
营业收入增加-见下面的营业收入-受监管的电气						66
增加发电燃料和购买电力-请参阅下文规定的发电燃料和购买电力						(91)
由于本期燃料费用回收不足，FAM和固定费用延期费用减少						42
OM&G增加的主要原因是风暴成本增加和发电成本增加						(13)
NSPML无法收回的成本						(7)
其他						6
2022年对综合净收入的贡献						$ 91

NSPI

营业收入受到监管 电气

与2021年第一季度的4.43亿美元相比，2022年第一季度的运营收入增加了6600万美元，达到5.09亿美元。这一增长主要是由于一家工业客户的贡献增加，这与能源成本上升以及住宅、工业和商业类别的销售量增加有关。

18

电力收入和销售量按客户类别汇总如下：
第一季度电力收入(百万加元)			2022				2021
住宅		$	285			$	259
商业广告			122				114
工业			88				56
其他			7				7
总计		$	502			$	436
第一季度GWh的电气销售量			2022				2021
住宅			1,687				1,549
商业广告			864				822
工业			601				572
其他			39				43
总计			3,191				2,986

用于发电和购买电力的受管制燃料

与2021年第一季度的2.12亿美元相比，2022年第一季度用于发电和购买电力的受监管燃料增加了9100万美元，达到3.03亿美元，原因是确认为新斯科舍省一部分的拨备增加了 总量管制与交易计划和增加的销售量，部分被代际结构的变化所抵消。

关于新斯科舍省的规定总量管制与交易计划在截至2022年3月31日的三个月内为7300万美元(2021年为零)。这一非现金应计项目代表了2019年至2022年合规期内获得排放信用的估计未来成本。这些成本是根据合规期的预测排放量进行估计的，并对2022年剩余时间从马斯喀特瀑布收到的能源预测和实际排放情况的变化很敏感。

第一季度生产量(GWh)			2022				2021
煤，煤			1,317				1,654
天然气			322				313
石油焦			239				206
油			207				51
购买的电源和其他电源			160				105
不可再生能源总量			2,245				2,329
外购电力			705				546
风能和水能			431				305
生物量			48				37
可再生能源总量			1,184				888
总产量			3,429				3,217

每兆瓦时平均燃料成本在2022年第一季度上升至每兆瓦时88美元，而2021年第一季度为每兆瓦时66美元，这主要是由于确认为新斯科舍省一部分的拨备增加 总量管制与交易计划，部分被有利的世代组合变化所抵消。

由于本期燃料成本回收不足，NSPI的FAM监管资产余额从2021年12月31日的1.45亿美元增加到2022年3月31日的2.09亿美元，增幅为6400万美元。

19

天然气公用事业和基础设施

除非另有说明，所有金额均以美元报告。

对于			截至3月31日的三个月
百万美元(每股除外)			2022				2021
受监管气体的营业收入(1)		$	398			$	312
营业收入不受监管			3				3
营业总收入		$	401			$	315
天然气管制成本		$	202			$	124
股权投资收益		$	4			$	4
对合并净收入的贡献		$	61			$	63
对综合净收入的贡献 加元		$	77			$	80
对每股普通股合并收益的贡献 基础-CAD		$	0.29			$	0.32
净收入加权平均外汇汇率：加元/美元		$	1.27			$	1.27
(1)受监管天然气的运营收入包括来自布伦瑞克管道的1100万美元的财务收入(2021年为1100万美元)，但它 不包括在下面的天然气收入分析中。
天然气公用事业和基础设施的贡献总结如下 表：
对于			截至3月31日的三个月
数百万美元			2022				2021
PGS		$	30			$	27
NMGC			19				24
其他			12				12
对综合净收入的贡献		$	61			$	63

净收入
下表汇总了净收入变化的要点：
对于			截至三个月
数百万美元							3月31日
2021年对综合净收入的贡献						$	63
天然气运营收入增加-参见运营收入-受监管的天然气如下							86
天然气销售成本增加-见下文天然气监管成本							(78)
由于NMGC和PGS的劳动力和福利成本上升，OM&G增加							(7)
其他							(3)
2022年对综合净收入的贡献						$	61

外汇汇率变动对2022年第一季度收益的影响微乎其微。

营业收入：受监管的天然气

2022年第一季度营业收入增加8,600万美元至3.98亿美元，而2021年第一季度为3.12亿美元，原因是PGS和NMGC的购买天然气调整条款收入增加 天然气价格上涨和PGS的基本收入因客户增长而增加。

20

天然气收入和销售量按客户类别汇总如下：

第一季度天然气收入(以百万美元计)		2022				2021
住宅		$	219			$ 172
商业广告			108			90
工业(1)			14			12
其他(2)			46			27
总计(3)		$	387			$ 301
(1)工业包括对发电客户的销售 。
(2)其他包括对其他公用事业公司的系统外销售 和各种其他项目。
(3)不包括布伦瑞克管道公司1100万美元的财务收入(2021年为1100万美元)。
第一季度以百万热量为单位的气体体积		2022				2021
住宅			191			188
商业广告			252			242
工业			344			367
其他			46			47
总计			833			844

天然气管制成本

由于NMGC和PGS的天然气价格上涨，2022年第一季度天然气的监管成本增加了7800万美元，达到2.02亿美元，而2021年第一季度的天然气成本为1.24亿美元。

下表总结了按类型划分的天然气销售情况：
第一季度按类型划分的气体体积(百万热量)		2022				2021
系统电源			282			266
交通运输			551			578
总计			833			844

其他电力设施

除非另有说明，否则所有金额均以美元报告。

对于		截至3月31日的三个月
百万美元(每股除外)		2022				2021
营业收入-受监管的电力		$	94			$	74
发电和购电用受管制燃料		$	50			$	33
对合并调整后净收入的贡献		$	1			$	6
对合并调整后净收入的贡献-加元		$	1			$	7
股权证券MTM亏损		$	(2)			$	-
对综合净收入(亏损)的贡献		$	(1)			$	6
对综合净收入(亏损)的贡献加元		$	(1)			$	7
对合并调整后每股普通股收益的贡献 基本CAD		$	-			$	0.03
对每股普通股合并收益的贡献基本 每股CAD		$	-			$	0.03
净收益加权平均汇率：加元/美元		$	1.27			$	1.26

21

下表汇总了其他电力公司对综合调整后净收入的贡献：
对于		截至3月31日的三个月
数百万美元		2022				2021
GBPC		$	2			$	5
BLPC			2				2
其他			(3)				(1)
对合并调整后净收入的贡献		$	1			$	6

不包括MTM的变化，2022年第一季度，其他电力公用事业公司的CAD对综合净收入的贡献减少了600万美元，降至100万美元，而2021年第一季度为700万美元。减少的原因是在2021年第一季度在GBPC确认了飓风多利安保险收益。

外汇汇率变动对2022年第一季度收益的影响微乎其微。

受监管的电力公司的营业收入

与2021年第一季度的7,400万美元相比，2022年第一季度的营业收入增加了2,000万美元至9,400万美元，这是由于燃料价格上涨导致BLPC的燃料收入增加。

2022年第一季度电力销售量为307 GWh，而2021年第一季度为289 GWh。

用于发电和购买电力的受管制燃料

由于BLPC燃料价格上涨，2022年第一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5000万美元，而2021年第一季度为3300万美元。

其他

对于		截至3月31日的三个月
百万加元(每股除外)		2022				2021
营销及交易保证金(1)(2)		$	49			$	67
其他不受监管的营业收入			7				8
营业总收入不受监管		$	56			$	75
股权投资收益		$	4			$	7
对合并调整后净收益(亏损)的贡献		$	(46)			$	(15)
MTM税后收益(3)			129				30
对综合净收入的贡献		$	83			$	15
对合并调整后每股普通股收益的贡献		$	(0.18)			$	(0.06)
对每股普通股合并收益的贡献		$	0.32			$	0.06
(1)营销和交易保证金是指EES的天然气和电力、管道和存储容量成本以及能源资产管理服务的购买和销售收入。
(2)市场及交易保证金不包括截至2022年3月31日的三个月，MTM税前收益为1.9亿美元(2021年- 收益3800万美元)。
(3)扣除截至2022年3月31日的三个月的所得税支出净额5400万美元(2021年-1300万美元支出)。

22

下表汇总了其他项目对综合调整后净收入的贡献：
对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
埃默拉能源		$	27			$	43
公司分摊额见下文调整后供款明细表			(67)				(54)
Emera技术公司			(5)				(3)
其他			(1)				(1)
对合并调整后净收益(亏损)的贡献		$	(46)			$	(15)

净收入
下表汇总了净收入变化的要点：
为了几百万加元		截至三个月 3月31日
2021年对综合净收入的贡献			$ 15
营销和交易保证金减少-参见下面的Emera Energy			(18)
OM&G增加的主要原因是长期激励薪酬和相关对冲的时间安排			(15)
所得税回收增加，主要是由于拨备所得税前亏损增加所致			12
2021年第二季度和第三季度因发行优先股而增加的优先股股息			(5)
税后MTM收益增加，主要是由于2022年MTM亏损的较大逆转，部分抵消了天然气运输资产摊销增加和Emera Energy 2022年现有头寸的变化			99
其他			(5)
2022年对综合净收入的贡献			$ 83

埃默拉能源

剔除MTM收益增加的影响，2022年第一季度的营销和交易利润率与2021年第一季度的6700万美元相比减少了1800万美元至4900万美元，这反映了2021年的冬季风暴URI，这导致了利润率的增加。

公司
下表汇总了公司调整后的缴款：
对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
运营费用(1)		$	15			$	-
利息支出			65				68
所得税追回			(21)				(18)
优先股息			16				11
其他			(8)				(7)
调整后对综合净收入(亏损)的贡献		$	(67)			$	(54)
(1)营业费用包括OM&G和折旧。2021年，OM&G和折旧被长期激励薪酬的变化所抵消。长期激励薪酬和相关对冲的价值受到Emera期末股价变化的影响。

23

流动资金和资本资源

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 根据客户类别中的销售量和收入而多样化。Emera的不受监管的业务为该业务提供了不同的收入来源和交易对手。 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衰退、一个或多个大客户的流失、影响客户费率和收回监管资产的监管决定以及环境法规的变化。Emera的子公司一般处于向Emera支付现金股息的财务状况，只要它们在支付股息后没有违反其债务契约 并维持其信用指标。

有关新冠肺炎及其未来对Emera流动性和资本资源的潜在影响的信息，请参阅Emera 2021年度MD&A中的业务概述和展望以及流动性和资本资源章节。

Emera未来的流动资金和资本需求将主要用于营运资本要求、持续的利率基础投资、业务收购、绿地开发、股息和偿债。Emera有一项84亿美元的资本投资计划2022-to-2024在此期间(包括2022年对LIL的2.4亿美元股权投资)，以及同期可能增加10亿美元的资本投资。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要获得监管部门的批准。

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。本公司某些公用事业公司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权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自动取款机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38亿美元的信贷，其中约15亿美元未提取，截至2022年3月31日可用。截至2022年3月31日，该公司持有4.04亿美元的现金余额。有关进一步讨论，请参阅下面的债务管理部分。有关信贷安排的额外资料，请参阅简明综合中期财务报表中的附注18及19。

合并现金流亮点
截至2022年3月31日至2021年3月31日的三个月内，简明综合现金流量表的重大变化 包括：
数百万加元		2022				2021				变化
期初现金、现金等价物和限制性现金		$	417			$	254			$	163
提供者(用于)：
营运资本变动前的营运现金流			482				340				142
营运资金变动			119				(41)				160
经营活动		$	601			$	299			$	302
投资活动			(513)				(478)				(35)
融资活动			(98)				196				(294)
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响			(3)				(3)				-
现金、现金等价物和受限现金，期末		$	404			$	268			$	136

24

经营活动现金流

截至2022年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金增加了3.02亿美元，达到6.01亿美元，而2021年同期为2.99亿美元 。

营运资本变动前的运营现金增加了1.42亿美元。这一增长主要是由于NMGC的天然气成本因极端寒冷天气事件而推迟到2021年，以及坦帕电气和NSPI的收入增加。这部分被主要由于坦帕电气和PGS的天然气价格上涨而导致的与条款相关的成本回收不足所抵消。

营运资本的变化使营运现金流增加1.6亿美元，这是由于NSPI和Emera Energy的现金抵押品头寸发生有利变化、NSPI的应付账款支付时间以及Emera Energy的库存减少所致。这些部分被应收账款的不利变化以及NSPI所需预付所得税和相关利息所抵消。

投资活动产生的现金流

在截至2022年3月31日的三个月中，用于投资活动的净现金增加了3500万美元，达到5.13亿美元，而2021年同期为4.78亿美元。这一增长是由于2022年资本投资增加所致。

截至2022年3月31日的三个月，包括AFUDC在内的资本支出为5.33亿美元，而2021年同期为4.91亿美元。 按细分市场划分的2022年资本投资详情如下：

●

2.92亿美元--佛罗里达电力公司(2021年，2.44亿美元)；

●

1亿美元--加拿大电力公司(2021年--7300万美元)；

●

1.25亿美元--天然气公用事业和基础设施(2021年-1.46亿美元)；

●

1500万美元--其他电力公用事业(2021年为2600万美元)；以及

●

100万美元--其他(2021年-200万美元)。

融资活动产生的现金流

在截至2022年3月31日的三个月里，融资活动使用的净现金增加了2.94亿美元，达到9800万美元，而2021年同期融资活动提供的现金为1.96亿美元。这一增长是由于坦帕电气、PGS和NMGC于2021年发行长期债务的净收益，以及Emera和NSPI承诺信贷安排的净偿还。坦帕电力和PGS的短期债务净偿还额下降，部分抵消了这一影响。

25

合同义务
截至2022年3月31日，今后五年每年及其后的合同承付款总额包括以下 ：
数百万加元			2022				2023				2024				2025				2026				此后				总计
长期债务本金		$	442			$	587			$	813			$	500			$	3,228				$ 8,847			$	14,417
付息义务(一)			539				585				574				554				473				6,520				9,245
交通(2)			438				464				377				321				295				2,588				4,483
购买电力(3)			194				228				242				236				228				2,309				3,437
燃料、气体供应和储存			758				136				54				48				31				-				1,027
基本工程项目			369				98				4				1				-				-				472
资产报废债务			7				7				2				2				1				391				410
长期服务协议(4)			52				57				56				40				33				92				330
养恤金和退休后债务(5)			23				37				33				32				32				169				326
股权投资承诺(6)			240				-				-				-				-				-				240
租约及其他(7)			11				15				14				12				5				115				172
需求侧管理			36				1				1				1				-				-				39
长期应付款项			4				5				-				-				-				-				9
		$	3,113			$	2,220			$	2,170			$	1,747			$	4,326				$ 21,031			$	34,607
(1)未来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，按2022年3月31日的有效利率计算所有未来期间的利息，包括相关掉期协议下的任何预期需要支付的款项。
(二)各管道燃料运输和运力采购承诺额。包括一笔1.37亿美元的承诺，用于PGS和SeaCoast之间到2040年的天然气运输合同 。
(3)每年要求在不同的合约期内向综合电力公司或其他公用事业公司购买电力生产。
(4)某些发电设备的维护、与发电设施有关的服务和风电运营协议， 外包管理计算机和通信基础设施以及植被管理。
(5)估计的合同债务按现行法律规定的对已登记的基金养恤金计划的缴款计算(不包括加上根据NSPI的集体谈判协议签订的进一步福利应计费用的估计费用，以及与其他资金不足的福利计划相关的估计福利付款。
(6)Emera承诺在LIL投入使用后向其提供股权。
(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。

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Sea Link的费用。 2022年2月，UARB发布了其决定和董事会命令，批准了NSPML要求的约18亿美元的费率基数，并批准从NSPI收取1.68亿美元 ，用于在2022年收回海上链路成本。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的批准。

一旦LIL投入使用，Emera和Nalcor之间的商业协议要求True UPS敲定双方分别与Sea Link和LIL有关的投资义务。

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。Nalcor有权将这些能源从新斯科舍省传输到新英格兰能源市场，从2021年8月15日起生效，也就是NS Block Delivery义务开始之日， 持续50年。由于签订了转播权合同，债务包括在上表的租赁和其他合同中。

26

债务管理

除了运营产生的资金外，Emera及其子公司总共可以获得承诺的加元或美元银团循环和非循环银行信贷额度，如下表 所示。

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			$	385			$	515
TEC(美元)无担保承诺循环信贷安排(1)			2026年12月				800				314				486
NSPI无担保承诺循环信贷安排			2026年12月				600				323				277
TEC(美元)无担保非循环设施(2)			2022年12月				500				500				-
埃默拉无安全非循环设施			2022年12月				400				400				-
东元金融(美元)无担保承诺循环信贷安排			2026年12月				400				345				55
NMGC(美元)无担保循环信贷安排			2026年12月				125				2				123
NMGC(美元)无担保非循环设施			2022年9月				80				80				-
其他(美元)无担保承诺循环信贷安排			五花八门				20				11				9
(1)该设施可供坦帕电力公司和PGS公司使用。截至2022年3月31日，坦帕电气使用了2.47亿美元，PGS使用了6600万美元。
(2)该设施可供坦帕电力公司和PGS公司使用。截至2022年3月31日，坦帕电气使用了4亿美元，PGS使用了1亿美元。

Emera及其子公司有与其债务和信贷安排相关的某些财务和其他契约。Covenes定期进行测试，截至2022年3月31日，公司符合Covenant要求。

Emera及其 子公司最近的重大融资活动将逐个细分讨论：

其他电力设施

2022年3月25日，ECI修改了其摊销浮动利率票据，将到期日从2022年3月25日延长至2027年3月25日。

保函和信用证

Emera的担保和信用证与公司2021年度报告中披露的内容一致。

年度MD&A，材料更新如下：

本公司有金额为1.19亿美元(2021年12月31日-1.48亿美元)的备用信用证和担保债券给已向Emera及其子公司提供信贷的第三方。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。

Emera Inc.已经为ECI的未偿还票据提供了6600万美元的担保。本担保将在全额偿还债务之日起自动终止。

东元能源根据一份将于2055年12月31日到期的确定服务协议 ，就SeaCoast的履约义务发布了一份担保，可由交易对手选择两个延期条款，最终到期日为2071年12月31日。如果SeaCoast 未能根据公司服务协议付款或履行合同，担保金额最高可达1,300万美元。如果东元能源的长期高级无担保信用评级被穆迪或标普下调至投资级以下，东元能源将需要由附属公司提供投资级信用评级的替代担保，或提供1,300万美元的信用证或现金保证金。

27

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。公司间结余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根据利率监管实体会计准则进行的某些交易的净利润除外。所有的材料都是在正常的利息和信用条件下支付的。

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报告在

简明综合收益表。NSPI的费用在受监管的发电燃料和购买电力中报告，截至2022年3月31日的三个月总计3400万美元(2021年-2800万美元)。NSPML是作为股权投资入账的，因此，与此收入相关的相应收益反映在股权投资收入中。 有关详细信息，请参阅业务概述和展望-加拿大电力公用事业-enl？和合同义务章节。

●

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。在截至2022年3月31日的三个月里，从M&NP购买的非监管净营业收入总计400万美元(2021年至700万美元)。

于2022年3月31日及2021年12月31日，Emera及其联营公司于Emera的简明综合资产负债表上并无重大应收款项或应付款项。

风险管理和金融工具

与公司2021年度MD&A报告中披露的风险管理概况和做法相比，Emera的风险管理概况和做法没有实质性变化。

在净利润中确认的套期保值影响
本公司在以下类别下确认了与套期保值关系有效部分相关的收益：
对于		截至3月31日的三个月
数百万加元		2022				2021
利息支出，净额		$	1			$	-
有效净收益		$	1			$	-

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收到监管延期的衍生品有关的类别：
截至		3月31日				12月31日
数百万加元			2022				2021
衍生工具资产(流动资产和其他资产)		$	380			$	237
监管资产(流动资产和其他资产)			11				23
衍生工具负债(流动负债和长期负债)			(14)				(20)
监管负债(流动负债和长期负债)			(389)				(241)
净负债		$	(12)			$	(1)

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在净收入中确认的监管影响

该公司确认以下与接受监管延期的衍生品有关的净收益如下：

对于		截至3月31日的三个月
数百万加元			2022				2021
发电和购电用受管制燃料(1)			$ 64				$ 3
净收益			$ 64				$ 3
(1)当期结算和消耗的衍生工具的已实现收益(亏损)、已终止的套期保值关系或不再可能进行的套期保值交易。 记录在库存中的已实现收益(亏损)将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：
就像数百万加元一样		3月31日 2022				312021年12月
衍生工具资产(流动资产和其他资产)			$ 80				$ 53
衍生工具负债(流动负债和长期负债)			(605)				(662)
衍生工具负债净额			$ (525)				$ (609)
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以下与高频交易衍生工具有关的已实现和未实现收益：
对于			截至3月31日的三个月
数百万加元			2022				2021
营业收入不受监管			$ 190				$ 133
发电和购电用不受管制的燃料			-				1
净收益			$ 190				$ 134
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 数百万加元			3月31日 2022				12月31日 2021
衍生工具资产(流动资产和其他资产)			$ 8				$ 11
衍生工具负债(流动负债和其他负债)			-				-
衍生工具净资产			$ 8				$ 11
在净收入中确认的其他衍生产品
本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)：
对于			截至3月31日的三个月
数百万加元			2022				2021
OM和G			$ (4)				$ 5
其他收入，净额			1				1
全部(亏损)收益			$ (3)				$ 6

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信息披露和内部控制

管理层负责建立和维护适当的披露控制和程序(DC&P？)以及对财务报告的内部控制(ICFR？)，如国家文书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《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2022年3月31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的内在局限性，无论设计得有多好。被确定为设计适当的控制系统只能就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2022年3月31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动。

关键会计估计

根据USGAAP编制简明综合中期财务报表需要管理层作出估计和假设。这可能会影响在财务报表之日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、信贷损失准备、累积的搬迁成本准备金、养老金和退休后福利、未开账单的收入、可折旧资产的使用年限、商誉和长期资产减值评估、所得税、资产报废债务和金融工具的估值。管理层根据历史经验、当前及预期情况及作出假设时被认为合理的假设，持续评估本公司的估计，并于出现调整时于收入确认任何调整。与Emera 2021年度MD&A中披露的估计相比，公司的关键会计估计在性质上没有重大变化。

会计政策和做法的变化

未来的会计公告

公司考虑财务会计准则委员会(FASB)发布的所有会计准则更新(ASU？)的适用性和影响。已由财务会计准则委员会发出但尚未生效的华硕经评估及确定为不适用于本公司或对简明综合中期财务报表影响不大 。

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季度业绩摘要
在结束的季度里，数百万加元		Q1				Q4				Q3				Q2				Q1				Q4				Q3				Q2
(每股金额除外)			2022				2021				2021				2021				2021				2020				2020				2020
营业收入		$	2,015			$	1,868			$	1,148			$	1,137			$	1,612			$	1,537			$	1,163			$	1,169
普通股股东应占净收益(亏损)		$	362			$	324			$	(70)			$	(17)			$	273			$	273			$	84			$	58
调整后净收益		$	242			$	168			$	175			$	137			$	243			$	188			$	166			$	118
普通股每股收益(亏损)-基本		$	1.38			$	1.24			$	(0.27)			$	(0.07)			$	1.08			$	1.09			$	0.34			$	0.24
每股普通股收益(亏损)-稀释后		$	1.38			$	1.20			$	(0.27)			$	(0.07)			$	1.08			$	1.08			$	0.34			$	0.23
调整后每股普通股收益-基本		$	0.92			$	0.64			$	0.68			$	0.54			$	0.96			$	0.75			$	0.67			$	0.48

季度营业收入和调整后的普通股股东应占净收益受季节性影响。由于公司的大部分业务位于北美东北部，冬季是用电高峰期，因此第一季度的收益贡献强劲。由于夏季是佛罗里达州用电量最大的季节，第三季度提供了强劲的收益贡献。季节和其他天气模式，以及风暴的数量和严重程度，都会影响对能源的需求和服务成本。季度业绩还可能受到影响收益的重要项目部分概述的 项目的影响。

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