附件99.1

管理層的討論與分析

截至2021年11月9日

管理層的討論與分析 回顧了Emera Inc.及其子公司在2021年第三季度和年初至今的運營業績和投資與2020年同期相比的情況，以及2021年9月30日與2020年12月31日相比的財務狀況。在整個討論過程中，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併的子公司和投資。 公司的活動通過五個需要報告的部門進行：佛羅裏達電力公司、加拿大電力公司、其他電力公司、天然氣公司和基礎設施。

本討論及分析應與Emera Inc.截至2021年9月30日止三個月及九個月之未經審核簡明綜合中期財務報表及附註以及截至2020年12月31日止年度之Emera Inc.年度MD&A及經審核綜合財務報表及附註一併閲讀。Emera 遵循美國公認會計原則(USGAAP？或？GAAP？)。

在確認某些資產、負債、收入和費用的時間方面，Emera的 利率管制實體使用的會計政策可能與Emera的非利率管制業務使用的會計政策不同。截至2021年9月30日，Emera的費率管制 子公司和投資包括：

Emera利率管制子公司或股權投資		批准/審查的會計政策
子公司
坦帕電氣公司(TEC)電氣事業部		佛羅裏達州公共服務委員會(FPSC)和聯邦能源管理委員會(FERC)
新斯科舍電力公司(Nova Scotia Power Inc.)		新斯科舍省公用事業和審查委員會(UARB？)
巴巴多斯電力有限公司(BLPC)		巴巴多斯公平交易委員會(FTC？)
大巴哈馬電力有限公司(GBPC)		大巴哈馬港務局(GBPA)
多米尼克電力服務有限公司(多米尼克電力服務有限公司)		多米尼克獨立監管委員會(IRC？)
TEC人民燃氣系統(PGS)燃氣事業部		FPSC
新墨西哥天然氣公司(NMGC)		新墨西哥州公共管理委員會(NMPRC)
海岸天然氣輸送有限責任公司(SeaCoast Yo)		FPSC
Emera Brunswick管道有限公司(Brunswick Pipeline Company Limited)		加拿大能源監管機構(CER)
股權投資
NSP Marine Link Inc.(NSPML)		UARB
拉布拉多島連接有限合夥企業(LIL TH)		紐芬蘭和拉布拉多公用事業委員會(NLPUB？)
聖盧西亞電力服務有限公司(盧塞萊克)		國家公用事業管理委員會(NURC？)
Maritime&東北管道有限合夥企業和Maritime&東北管道有限責任公司 (M&NP)		CER和FERC

1

2020年3月24日，該公司完成了對緬因州埃默拉的銷售。有關更多詳細信息，請參閲 影響收益的重要項目部分。

除佛羅裏達電力公用事業、MD&A的其他 電力公用事業和天然氣公用事業及基礎設施部分外，所有金額均以加元(？CAD？)表示，除非另有説明，否則均以美元(？美元)報告。

有關Emera的更多信息，包括該公司的年度信息表，可在SEDAR網站www.sedar.com上找到。

目錄

前瞻性信息		3
引言和戰略概述		3
非GAAP財務指標		5
綜合財務審查		7
影響收益的重要項目		7
按業務細分劃分的綜合財務亮點		7
合併損益表要點		9
業務概述和展望		12
新冠肺炎大流行		12
佛羅裏達電力公司		13
加拿大電力公司		13
其他電力設施		16
燃氣公用事業和基礎設施		17
其他		17
合併資產負債表要點		19
發展動態		20
未清償股票數據		21
財務亮點		22
佛羅裏達電力公司		22
加拿大電力公司		24
其他電力設施		26
燃氣公用事業和基礎設施		28
其他		30
流動性與資本資源		32
合併現金流亮點		33
合同義務		35
債務管理		36
保函和信用證		38
與關聯方的交易		38
包括金融工具在內的風險管理		39
信息披露與內部控制		41
關鍵會計估計		41
會計政策和實務的變化		43
未來會計公告		43
季度業績摘要		44

2

前瞻性信息

本MD&A包含前瞻性信息和陳述，反映了公司對 未來增長、經營結果、業績、二氧化碳減排目標、商業前景和機會的預期的當前觀點，可能不適用於適用的加拿大證券法所指的其他目的。所有此類 信息和聲明均根據適用證券法規中包含的安全港條款作出。預計？相信？？預算？前瞻性信息反映管理層當前的信念，基於Emera管理層目前可獲得的 信息，不應被解讀為對未來事件、績效或結果的保證，不一定是此類事件、績效或 結果是否或何時實現的準確指示。

前瞻性信息基於合理的假設，受風險、不確定性和其他因素的影響，這些風險、不確定性和其他因素可能導致實際結果與歷史結果或前瞻性信息預期的結果大不相同。可能導致結果或事件與當前預期不同的因素包括但不限於：監管風險； 運營和維護風險；經濟條件的變化；大宗商品價格和可用性風險；流動性和資本市場風險；未來股息增長；與某些資本投資相關的時間和成本；全球經濟挑戰對緊急情況的預期影響；估計的能源消耗率；維持足夠的保險覆蓋範圍；客户能源使用模式的變化；可能減少電力需求的技術發展；全球氣候 變化；天氣；意想不到的維護和其他支出；風險：交易對手風險；燃料供應中斷；國家風險；環境 風險，包括環境、財務報告和税收立法的變化；監管和政府決策，包括環境、財務報告和税收立法的變化；與養老金計劃業績和資金要求相關的風險；失去服務領域；信息技術基礎設施故障和網絡安全風險 ；與傳染病、流行病和類似的公共衞生威脅(例如，新冠肺炎新型冠狀病毒流行相關的不確定性)相關的不確定性；市場能源 銷售價格；勞資關係；以及勞動力和管理資源的可用性。

提醒讀者不要過度依賴前瞻性信息 ，因為實際結果可能與前瞻性信息中表達的計劃、預期、估計或意圖以及陳述大不相同。本MD&A中的所有前瞻性信息均受上述警示聲明的限制 ，除非法律另有要求，否則Emera不承擔因新信息、未來事件或其他原因而修改或更新任何前瞻性信息的義務。

簡介和戰略概述

Emera 總部設在新斯科舍省的哈利法克斯，在加拿大、美國和加勒比海地區擁有並運營受服務成本費率管制的電力和天然氣公用事業公司。服務成本公用事業公司根據特許經營權在指定地區提供基本的燃氣和電力服務，並由監管機構監督。Emera的戰略重點仍然是安全地向其客户提供更清潔、負擔得起和可靠的能源。

Emera在利率管制業務上的投資集中在佛羅裏達州和新斯科舍省。這些服務領域總體上經歷了穩定的監管政策和經濟狀況。Emera的受監管公用事業投資組合提供可靠的收益、現金流和股息。受監管的公用事業公司的盈利機會通常由公用事業公司的淨投資額(稱為費率基數)以及資本結構中的股本金額和通過監管批准的股本回報率(ROE)推動。收益也受到銷售量和運營費用的影響。

3

Emera在2021年至2023年期間的74億美元資本投資計劃，以及同期潛在的12億美元額外資本機會，導致到2023年的利率基數預測增長7.5%至8.5%。資本投資計劃繼續包括在可再生和清潔發電、可靠性和完整性投資、基礎設施現代化和以客户為中心的技術方面在 產品組合中的重大投資。Emera的資本投資計劃主要通過內部產生的現金流和在運營公司層面籌集的債務提供資金。支持公司資本投資計劃的股本需求預計將通過發行優先股和通過Emera的股息再投資計劃和市值計劃發行普通股來籌集資金。維持投資級信用評級是管理層的當務之急。

Emera提供了截至2024年的4%至5%的年度股息增長指引。該公司的長期股息支付率目標為70%至75%，雖然支付率很可能在預測期間及之後超過這一目標 ，但隨着時間的推移，預計將回到這一範圍。

季節性模式和其他天氣事件會影響需求和運營成本。同樣，按市值計價 調整和外幣兑換可能會對特定時期的財務業績產生實質性影響。Emera的綜合淨收入和現金流受到美元兑加元匯率變動的影響， 受益於加元走弱。Emera可以對衝交易性和轉換性風險敞口。這些影響，以及資本投資的時間和其他因素，意味着任何一個季度的業績並不一定代表任何其他季度或全年的業績 。

全球能源市場正面臨重大變化，Emera已做好充分準備以應對不斷變化的客户需求、數字化、脱碳、複雜的監管環境和分散發電。

在分散發電和存儲的成本在某些地區變得更具競爭力的時代，客户正在尋求更多的選擇、 更好的控制和更高的可靠性。先進的技術正在改變公用事業公司與客户互動、發電和傳輸能源的方式。此外，氣候變化和極端天氣正在塑造公用事業公司的運營方式以及它們對基礎設施的投資方式。此外，總體上還需要更換老化的基礎設施，並進一步提高可靠性。Emera在所有這些趨勢中都看到了機遇。Emera的戰略是為可再生能源和技術資產的投資提供資金，這些資產可以保護環境，並通過節省燃料或運營成本使客户受益。

例如，促進使用可再生和低碳能源的重大投資包括加拿大大西洋的Marine Link、坦帕電力公司正在建設的 太陽能發電項目，以及坦帕電力公司大彎發電站的現代化建設。Emera的公用事業公司也在投資可靠性項目和更換老化的基礎設施。所有這些項目都展示了Emera為其客户安全提供更清潔、可靠和負擔得起的能源的戰略。

在過去15年脱碳進展的基礎上，Emera正在繼續努力，制定明確的碳減排目標和到2050年實現二氧化碳淨零排放的願景。

這一願景 的靈感來自Emera出色的業績記錄、公司經驗豐富的團隊，以及實現Emera中期碳目標的清晰途徑。憑藉現有的技術和資源以及支持性法規決策的好處，Emera計劃和 預計將實現與2005年相應水平相比的以下目標：

•

到2025年二氧化碳排放量減少55%。

•

到2023年煤炭使用量減少80%，Emera的最後一個現有煤炭單位不遲於2040年退役 。

•

到2040年二氧化碳排放量至少減少80%。

4

Emera致力於兑現其氣候承諾，同時保持對可靠性的投資，並且永遠不會忽視客户的可負擔性。Emera還致力於識別新興技術，並繼續與政策制定者、監管機構、合作伙伴、投資者和客户進行建設性合作，以實現這些目標和實現其淨零願景。

Emera致力於提供世界級的安全、卓越的運營、良好的治理、卓越的客户服務、可靠性，成為可選擇的僱主，並建立建設性的關係。

非GAAP財務指標

Emera使用的財務衡量標準在USGAAP下沒有標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似衡量標準相比較。Emera 通過調整公司認為重要的特定項目的某些GAAP衡量標準來計算非GAAP衡量標準，但不能反映該期間的基本運營情況。下面將討論並協調這些措施。

調整後淨收益

Emera按 計算調整後的淨收入衡量標準，不包括按市值計價(MTM)調整的影響、2020年Emera緬因州銷售收益的影響以及某些其他資產的減值費用。

MTM調整的結果如下：

•

與Emera的持有交易(高頻交易)商品衍生工具相關的MTM調整，包括與天然氣來源地點和交付地點之間的價差相關的調整，以及因某些Emera Energy營銷和交易而確認的相關運輸能力攤銷 ；

•

計入Emera與熊沼澤電力公司(Bear Swamp Power Company)業務活動有關的權益收入中的MTM調整(Bear Swamp LLC)；

•

MTM調整與BLPC和Emera再保險公司持有的股權證券有關，Emera再保險公司是其他部門的專屬再保險公司；以及

•

MTM調整與Emera為管理外匯收益而進行的外匯現金流對衝相關 。

管理層認為，從淨收入中剔除這些MTM估值及其變化的影響，直到結算為止，可以更好地將這些合同的意圖和財務影響與企業的基本現金流和持續運營保持一致，並使投資者能夠更好地瞭解和評估業務。管理層和董事會不包括這些MTM 調整，用於績效評估和激勵性薪酬。有關MTM調整的更多詳細信息，請參閲合併財務審查、財務亮點和其他電子產品，以及財務亮點和其他部分。

2020年，該公司確認了出售緬因州Emera的收益。管理層認為，將這部分從淨收入中剔除 可以更好地區分業務的持續運營，並使投資者能夠更好地瞭解和評估業務。有關更多詳細信息，請參閲影響收益的重要項目部分。雖然銷售收益已 從調整後的收益中剔除，但其他電力公用事業部門的收益包括截至2020年3月24日出售緬因州Emera的收益。

2020年，公司確認了某些非現金減值費用。管理層認為，剔除淨收益後，這些費用的影響更好地區分了業務的持續運營，使投資者能夠更好地瞭解和評估公司。有關更多詳細信息，請參閲影響收益的重要項目和財務要點以及其他部分。

5

以下是報告的普通股股東應佔淨收益(虧損)與調整後的普通股股東應佔淨收益 ；以及報告的普通股每股收益(虧損)與調整後的普通股每股收益：

				截至三個月								截至9個月
對於				九月三十日								九月三十日
百萬加元(每股除外)				2021				2020				2021				2020
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$			(70)			$	84			$	186			$	665
扣除税金和交易費用後的銷售收益					-				-				-				309
減值費用，税後淨額					-				-				-				(26)
税後MTM虧損					(245)				(82)				(369)				(95)
調整後普通股股東應佔淨收益		$			175			$	166			$	555			$	477
普通股每股收益(虧損)基本		$			(0.27)			$	0.34			$	0.73			$	2.70
調整後每股普通股收益基本面		$			0.68			$	0.67			$	2.17			$	1.93

EBITDA和調整後的EBITDA

利息、所得税、折舊和攤銷前收益(EBITDA)是Emera使用的非GAAP財務衡量標準。EBITDA被許多投資者和貸款人用來更好地瞭解現金流和信貸質量。EBITDA有助於評估 Emera的經營業績，並表明公司償還或產生債務、投資於資本和為營運資本需求融資的能力。

調整後的EBITDA是Emera使用的非GAAP財務衡量標準。與上文所述的調整後淨收入計算類似，這一計量代表EBITDA，沒有Emera的MTM調整、Emera緬因州的銷售收益和減值費用的收入影響 。

本公司的EBITDA和調整後EBITDA可能無法 與其他公司的EBITDA衡量標準相比，但在管理層看來，它們恰當地反映了Emera的具體經營業績。這些措施並不是為了取代普通股股東應佔的淨收入(虧損)， 普通股股東的淨收入(虧損)是根據GAAP確定的，是經營業績的指標。

以下是報告的淨收入 (虧損)與EBITDA和調整後EBITDA的對賬：

				截至三個月								截至9個月
對於				九月三十日								九月三十日
數百萬加元				2021				2020				2021				2020
淨收益(虧損)(1)		$			(56)			$	84			$	223			$	700
利息支出，淨額					150				163				460				520
所得税費用(回收)					(92)				(21)				(91)				284
折舊及攤銷					228				217				675				664
EBITDA					230				443				1,267				2,168
銷售收益，扣除交易成本(不包括所得税 税)					-				-				-				585
減值費用，不包括所得税					-				-				-				(25)
MTM虧損，不包括所得税					(345)				(116)				(518)				(136)
調整後的EBITDA		$			575			$	559			$	1,785			$	1,744

(1)扣除子公司非控股權益和優先股股息之前的淨收益(虧損)。

6

綜合財務審查

影響收益的重要項目

税後MTM虧損對收益的影響

2021年第三季度税後MTM虧損增加1.63億美元，達到2.45億美元，而2020年第三季度為8200萬美元，這主要是因為與Emera Energy的運輸對衝相比，新英格蘭天然氣的遠期定價更高，以及2020年現金流對衝的外匯收益被逆轉。這部分被Emera Energy 2021年第三季度MTM虧損的更大逆轉所抵消。今年到目前為止，税後MTM虧損與2020年同期的9500萬美元相比增加了2.74億美元，達到3.69億美元，這是因為新英格蘭天然氣的遠期定價高於Emera Energy的運輸對衝，以及2020年現金流對衝的外匯收益逆轉，部分被Emera Energy 2021年天然氣運輸資產攤銷減少所抵消。

2020年銷售收益和減損費用

2020年3月24日，Emera完成了對緬因州Emera的出售，企業總價值為20億美元(合14億美元)。 銷售收益5.85億美元(税後3.09億美元，或每股普通股1.26美元)，扣除交易成本後，在簡明綜合收益表上確認了其他收入。

此外，年初迄今確認的減值費用為2500萬美元(税後2600萬美元)，用於某些其他資產。

按業務細分劃分的綜合財務亮點

對於				截至三個月										截至9個月
數百萬加元				九月三十日										九月三十日
調整後淨收益				2021						2020				2021				2020
佛羅裏達電力公司		$			169			$			175			$	377			$	400
加拿大電力公司					42						35				174				164
其他電力設施					8						6				15				25
燃氣公用事業和基礎設施					29						20				143				117
其他					(73)						(70)				(154)				(229)
調整後普通股股東應佔淨收益		$			175			$			166			$	555			$	477
扣除税金和交易費用後的銷售收益					-						-				-				309
減值費用，税後淨額					-						-				-				(26)
税後MTM虧損					(245)						(82)				(369)				(95)
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$			(70)			$			84			$	186			$	665

7

下表重點介紹了從 2020到2021年普通股股東應佔調整後淨收益的重大變化：

對於 數百萬加元 加元		截至三個月 九月三十日				截至9個月 九月三十日
調整後的淨收入2020年		$	166			$	477
運營實體績效
由於2021年1月1日基本利率上調和客户增長導致基本收入增加，PGS的收益增加			9				26
由於所得税支出減少和燃料調整機制(FAM)監管延期利息降低，NSPI的收益增加。與2020年相比，收入中包含的海運鏈路評估較低，運營、維護和一般(OM&G)費用較高，這部分抵消了這一影響			7				8
由於有利的市場條件，Emera能源服務公司(EES？)的收益增加			4				28
由於CAD走強的影響，坦帕電氣的收益減少。剔除外匯的影響，收益增加，原因是 建設期間使用的資金撥備增加(AFUDC)，部分抵消了反映資本投資增加和2020年監管和解的更高折舊和攤銷			(6)				(23)
2020年第一季度因出售緬因州Emera而減少的收益			-				(6)
與税收相關的
由於新斯科舍省企業所得税税率下調，2020年第一季度公司、NSPI和Emera Energy的遞延所得税淨資產和負債重估			-				14
確認2020年第一季度企業所得税追回之前在2018年作為監管負債在BLPC推遲			-				(10)
公司
由於加元走強和利率下降的影響，税前利息支出減少。與去年同期相比，也是由於償還公司債務			7				29
為對衝外匯風險而進行的套期保值的已實現收益			4				17
由於2020年第二季度宣佈優先股息的時間安排，季度環比下降			(14)				(2)
其他差異			(2)				(3)
調整後的淨收入2021年		$	175			$	555

有關可報告細分市場貢獻的更多詳細信息，請參閲財務要點部分。

對於 數百萬加元		截至9月30日的9個月
		2021				2020
營運資金變動前的營業現金流		$	1,035			$	1,101
營運資金變動			71				139
營業現金流		$	1,106			$	1,240
投資現金流		$	(1,576)			$	(536)
融資現金流		$	693			$	(595)

有關現金流 的進一步討論，請參閲合併現金流亮點部分。

截至 數百萬加元 美元		九月三十日 2021				312020年12月
總資產		$	33,242			$	31,234
長期債務總額(包括當期部分)		$	14,436			$	13,721

8

合併損益表要點

對於 數百萬加元		截至9月30日的三個月												截至9個月 九月三十日
(每股金額除外)		2021				2020				方差				2021				2020				方差
營業收入		$	1,148			$	1,163			$	(15)			$	3,897			$	3,969			$	(72)
運營費用			1,201				990				(211)				3,483				3,211				(272)
營業收入(虧損)			(53)				173				(226)				414				758				(344)
股權投資收益			33				32				1				111				113				(2)
其他收入，淨額			22				21				1				67				633				(566)
利息支出，淨額			150				163				13				460				520				60
所得税費用(回收)			(92)				(21)				71				(91)				284				375
淨收益(虧損)		$	(56)			$	84			$	(140)			$	223			$	700			$	(477)
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$	(70)			$	84			$	(154)			$	186			$	665			$	(479)
扣除税金和交易費用後的銷售收益			-				-				-				-				309				(309)
減值費用，税後淨額			-				-				-				-				(26)				26
税後MTM虧損			(245)				(82)				(163)				(369)				(95)				(274)
調整後普通股股東應佔淨收益		$	175			$	166			$	9			$	555			$	477			$	78
普通股每股收益(虧損)基本		$	(0.27)			$	0.34			$	(0.61)			$	0.73			$	2.70			$	(1.97)
稀釋後每股普通股收益(虧損)		$	(0.27)			$	0.34			$	(0.61)			$	0.73			$	2.69			$	(1.96)
調整後每股普通股收益基本面		$	0.68			$	0.67			$	0.01			$	2.17			$	1.93			$	0.24
宣佈的每股普通股股息		$	0.6375			$	-			$	0.63750			$	1.9125			$	1.8375			$	0.07500
調整後的EBITDA		$	575			$	559			$	16			$	1,785			$	1,744			$	41

營業收入

與2020年第三季度相比，2021年第三季度的營業收入減少了1500萬美元。沒有增加2.09億美元的MTM虧損，營業收入增加了1.94億美元，原因是：

•

佛羅裏達電力公用事業部門增加1.24億美元，原因是燃料成本上升導致燃料回收條款收入增加，但部分被更強勁的CAD的影響所抵消；

•

天然氣公用事業和基礎設施部門增加4500萬美元，原因是PGS和NMGC的基本費率從2021年1月1日起上調 PGS的客户增長，以及PGS和NMGC的購買天然氣調整條款收入因天然氣價格上漲而增加。這一增長被CAD走強的影響部分抵消；

•

其他電力公用事業部門增加1500萬美元，原因是BLPC的燃料收入因銷量增加和燃料價格上漲而增加 ；以及

•

其他部門增加800萬美元，主要是由於EES的營銷和交易利潤率上升，這主要是由有利的 市場狀況推動的。

2021年到目前為止，營業收入與2020年同期相比減少了7200萬美元。如果不增加MTM 3.53億美元的虧損，營業收入將增加2.81億美元，原因是：

•

佛羅裏達電力公用事業部門增加1.48億美元，主要原因是燃料成本上升導致燃料回收條款收入增加，但部分被更強勁的CAD的影響所抵消；

•

這一增長部分被更強勁的民航局的影響所抵消；以及

•

其他部門增加4700萬美元，主要是由於EES的營銷和交易利潤率上升，這主要是由有利的 市場狀況推動的。

9

這些影響被以下因素部分抵消：

•

由於2020年第一季度出售Emera緬因州，其他電力公用事業部門減少了5900萬美元。

運營費用

與2020年第三季度相比，2021年第三季度的運營費用增加了2.11億美元。運營費用增加，原因是：

•

由於天然氣價格上漲，佛羅裏達電力公用事業部門增加了1.45億美元，但部分被更強勁的CAD的影響所抵消；

•

天然氣公用事業和基礎設施部門增加3600萬美元，原因是PGS和NMGC的天然氣價格上漲，但部分被更強勁的CAD的影響所抵消；以及

•

由於BLPC燃料價格上漲，其他電力公用事業部門增加了1600萬美元。

2021年到目前為止，與2020年同期相比，運營費用增加了2.72億美元。如果不計入2020年2600萬美元的減值費用，運營費用 將增加2.98億美元，原因是：

•

佛羅裏達電力公用事業部門增加2.1億美元，原因是天然氣價格上漲，但部分被更強勁的CAD的影響所抵消；以及

•

天然氣公用事業和基礎設施部門增加1.14億美元，原因是PGS和NMGC的天然氣價格上漲，但部分 被更強勁的CAD的影響所抵消。

這些影響被以下因素部分抵消：

•

其他電力公用事業部門減少4800萬美元，主要原因是2020年第一季度出售了緬因州的Emera。

其他收入，淨額

與2020年同期相比，2021年到目前為止的其他收入淨額下降了 ，這主要是由於2020年銷售Emera緬因州的税前收益。

利息支出，淨額

與2020年同期相比，第三季度和今年迄今的利息支出淨額下降，原因是CAD走強和 利率下降的影響。由於償還長期公司債務，同比也有所下降。

所得税費用(回收)

與2020年同期相比，2021年第三季度所得税退税增加，主要是由於撥備 所得税前的收入減少。與2020年同期相比，2021年迄今所得税支出的下降主要是由於緬因州Emera的銷售收益。

10

普通股股東應佔淨收益和調整後淨收益

2021年第三季度，與2020年同期相比，普通股股東應佔淨收益的下降受到税後MTM虧損增加1.63億美元的不利影響，這主要是由於新英格蘭天然氣的遠期價格高於Emera Energy的運輸對衝。如果沒有不利的MTM變化，調整後的普通股股東應佔淨收益增加了900萬美元 。這一增長主要是由於PGS和EES的收益貢獻增加，公司利息支出減少，以及NSPI的所得税支出減少。這些部分被2020年第二季度宣佈優先股息的時間 以及更強大的CAD對外國附屬公司翻譯的影響所抵消。

2021年至今，與2020年同期相比，普通股 股東應佔淨收益受到2020年Emera緬因州銷售的3.09億美元税後收益的不利影響，主要與Emera 能源有關的税後MTM虧損增加2.74億美元，以及2020年2600萬美元的税後減值費用受到不利影響。如果沒有2020年出售Emera緬因州的淨收益、不利的MTM變化和2020年的減值費用，調整後的普通股股東應佔淨收益增加了7800萬美元。這一增長主要是由於公司利息支出下降，EES和PGS的收益貢獻增加，外匯對衝實現收益，由於 新斯科舍省企業所得税税率下調導致2020年遞延税重估，以及NSPI所得税支出減少。這一增長被更強勁的CAD對外國聯屬公司翻譯的影響、2020年確認BLPC之前在2018年作為監管負債推遲的企業收入 退税，以及2020年第一季度出售Emera緬因州導致收益下降所部分抵消。

收益和調整後每股收益 基本每股收益

由於上文討論的每股普通股收益下降以及加權平均流通股增加的影響，2021年第三季度和年初至今的每股普通股收益較低。

2021年第三季度和年初至今的調整後每股普通股收益較高，原因是如上所述調整後收益增加，但部分被加權平均流通股增加的影響所抵消。

論外幣折算的效果

Emera在國際上開展業務 ，包括在加拿大、美國和多個加勒比海國家。因此，該公司產生以當地貨幣計價的收入和費用，並將其轉換為CAD進行財務報告。換算率的變化， 特別是美元對加元的價值變化，可能會對結果產生積極影響，也可能會產生負面影響。

總體而言，Emera的收益受益於疲軟的加元 ，但受到加元走強的不利影響。任何時期的外匯影響都受到匯率變動、該期間對外經營收益的時間、 期間對外經營收益的百分比以及為管理外匯收益敞口而進入的外匯現金流對衝的影響。

對外經營業績按 折算，對外經營的加權平均匯率和資產負債按期末匯率折算。2021年和2020年加元/美元相關匯率如下：

		截至9月30日的三個月								截至9個月 九月三十日								年終 12月31日
對於		2021				2020				2021				2020				2020
加權平均加元/美元匯率		$	1.28			$	1.33			$	1.27			$	1.35			$	1.34
期末加元/美元匯率		$	1.27			$	1.33			$	1.27			$	1.33			$	1.27

11

與2020年第三季度相比，民航局的加強減少了200萬美元的淨虧損，並減少了700萬美元的調整後收益 2021年第三季度。與2020年同期相比，民航局的加強使2021年迄今的收益減少了700萬美元，調整後的收益減少了2700萬美元。

根據公司的風險管理政策，Emera通過匹配美元計價債務為其美國業務融資來部分管理貨幣風險 並使用外幣衍生品工具對衝特定交易和收益敞口。Emera不會將衍生金融工具用於外幣交易或投機目的。

下表包括Emera的重要部門，這些部門對調整後收益的貢獻以美元計價。

對於 數百萬美元		截至9月30日的三個月								截至9個月 九月三十日
		2021				2020				2021				2020
佛羅裏達電力公司		$	135			$	131			$	302			$	296
其他電力設施			6				5				12				19
燃氣公用事業和基礎設施(1)			16				8				93				67
			157				144				407				382
其他細分市場(2)			(39	)			(44	)			(78	)			(107	)
總計		$	118			$	100			$	329			$	275

(1)包括PGS、NMGC、SeaCoast和M&NP的美元淨收入。

(2)包括Emera Energy的美元調整後EES淨收入、貝爾斯登沼澤和Emera Inc.美元計價債務的利息支出

業務概述和展望

新冠肺炎大流行

公司的首要任務仍然是提供可靠的基本能源服務，以滿足客户需求，同時維護客户和員工的健康和安全 並支持Emera運營所在的社區。

雖然持續的新冠肺炎疫情繼續對Emera運營的服務區域產生不同程度的影響，但綜合而言，新冠肺炎迄今尚未對2021年的淨收益產生實質性的財務影響。資本項目延誤和供應鏈中斷也微乎其微。公司將繼續 監測與新冠肺炎相關的事態發展、經濟狀況以及地方和國家公共衞生部門的建議，並正在根據需要調整運營要求。

新冠肺炎未來對公司財務業績和業務運營的影響程度目前無法預測，但預計2021年不會產生實質性的財務影響 。未來的影響將取決於各種因素，包括大流行的持續時間和嚴重程度、疫苗接種的時間和有效性、進一步的政府行動和未來的經濟活動以及 能源使用。有關新冠肺炎未來對Emera及其業務的潛在影響的更多信息，請參閲公司2020年年度MD&A中的業務概述和展望以及流動性和資本資源部分。

考慮到公司的現金狀況、現有的銀行融資和獲得資本的渠道，公司目前預計將繼續擁有充足的流動性，但 將繼續關注新冠肺炎對未來現金流的影響。有關更多詳細信息，請參閲流動性和資本資源部分。

如果適用，請 參閲下面按細分市場劃分的展望部分，瞭解附屬公司的特定影響。

12

佛羅裏達電力公司

佛羅裏達電力公用事業公司由坦帕電力公司(Tampa Electric)組成，坦帕電力公司是一家垂直整合的受監管電力公用事業公司，從事發電、輸電和配電 電力，為佛羅裏達州中西部的客户提供服務。

由於費率基數的持續增長，坦帕電氣預計2021年的收益接近允許的ROE 範圍的底部。坦帕電氣(Tampa Electric)的銷售量預計將與2020年相似，這得益於比最近幾年更温暖的天氣。因此，坦帕電氣預計收益將與2020年類似。坦帕電氣預計， 2021年的客户增長率將與2020年持平，這反映了佛羅裏達州目前的預期經濟增長。

2021年8月6日，坦帕電氣向FPSC提交了一項聯合動議，要求批准坦帕電氣和幹預者就其2021年4月向FPSC提交的費率案達成的和解協議(和解協議)。和解協議規定，從2022年1月起，預計每年將增加1.91億美元的費率。這一增加將包括1.23億美元的基本費率費用和6800萬美元用於收回報廢資產的成本，其中包括Big Bend煤炭 發電資產1至3號機組和電錶資產。和解協議還包括隨後兩年的調整，分別為9000萬美元和2100萬美元，分別從2023年1月和2024年1月起生效，與恢復未來對Big Bend現代化項目和太陽能發電的投資有關。資本結構中允許的股本將繼續有54%來自投資者資金來源。和解協議包括 允許的9.0%至11.0%的監管ROE區間和9.95%的中間價。它還規定，如果美國國債收益率超過FPSC投票批准協議之日設定的特定門檻，允許的ROE區間和中間點增加25個基點，並增加1000萬美元的收入。根據協議，從2022年1月1日到2024年12月31日，基本利率不會進一步變化，除非Tampa Electric在此期間賺取的淨資產收益率(ROE)降至區間底部以下。和解協議包含一項條款，根據該條款，坦帕電氣同意在税制變化成為法律或其生效日期後180天內，通過減少或 增加基本收入來量化税率變化對淨營業收入的未來影響。2021年10月21日, FPSC批准了和解協議，反映這種批准的最終命令預計將於2021年11月發佈。

2021年7月19日，由於2021年燃料商品和容量成本增加，坦帕電力公司請求中期調整其燃料和容量費用8300萬美元，從2021年9月起生效 客户賬單。2021年8月3日，FPSC批准了收回2021年9月至12月期間成本的請求。

2021年，佛羅裏達電力公用事業部門的資本投資預計約為11億美元(2020-10億美元)，其中包括AFUDC。資本 項目包括太陽能投資、大彎發電站現代化的續建、風暴加固投資和AMI。

加拿大電力公司 公用事業

加拿大電力公用事業公司包括NSPI和Emera Newfinland&Labrador Holdings Inc.(enl？)。NSPI是一家垂直整合的 受監管的電力公司，從事發電、輸電和配電，是新斯科舍省客户的主要電力供應商。ENL是一家控股公司，對NSPML和LIL進行了股權投資：兩項 輸電投資與開發位於拉布拉多丘吉爾河下游馬斯喀特瀑布的824兆瓦水力發電設施有關。

13

NSPI

NSPI預計 2021年的收益將接近其允許的ROE範圍的低端，並預計利率基數和收益將高於2020年。假設2021年天氣正常，經濟從新冠肺炎疫情的影響中温和復甦，nspi預計銷售量將 高於2020年。

2021年第一季度，NSPI獲得了根據新斯科舍省限額與交易計劃(Nova Scotia Cap-and-Trade Program)規定於2021年授予的排放限額。這些2021年津貼 將在2021年使用或在2022年結束的最初四年合規期內分配。隨着新斯科舍省區塊(如下所述)的啟動，NSPI有望滿足 計劃的要求，根據限額與交易計劃，預計將通過授予的排放限額、減少的排放和信用購買來實現合規。NSPI預計，在NSPI的監管框架下，遵守加拿大政府法律法規和新斯科舍省限額與貿易計劃規定所需的任何審慎產生的成本均可收回。

來自可再生能源的能源隨着納爾科能源公司(Nalcor Energy)從2021年8月15日開始啟動來自馬斯喀特瀑布水電項目的NS能源區塊(Nalcor Falls)，從2021年8月15日起，來自可再生能源的能源有所增加。納爾科公司將在35年內每年為NSPI提供約900千兆瓦時的能源。此外，在NS區塊的頭五年，NSPI還有權從通過海上鍊路傳輸的補充能量區塊獲得約240GWh的額外能源。由於Nalcor處於LIL投產的最後階段，供應將會出現與投產相關的週期性中斷 任何由此導致的交付缺口將在稍後交付。NSPI有權通過能源准入協議從納爾科購買額外的市場定價能源。根據能源准入協議，納爾科有義務 每年向NSPI提供最低平均1.2太瓦時的能源。納爾科繼續推進下丘吉爾項目(包括馬斯喀特瀑布和LIL)的建設完成，最終調試計劃於2022年第一季度完成。

根據省級立法的可再生能源條例，40%的電力銷售必須來自可再生能源。由於NS 區塊的延遲，省政府在立法允許的情況下，在2020年向NSPI提供了替代合規計劃。替代合規計劃要求NSPI在2020至2022年期間向客户提供至少40%的可再生能源發電。NSPI期望達到這一替代合規標準。

聯邦和省級最近都出現了幾個環境方面的 發展，如下所述。這些進展與NSPI的脱碳戰略是一致的，並將促進加速向更清潔能源的過渡。NSPI正在與 聯邦和省政府、客户和利益相關方合作，努力實現這些要求、目標和指標，重點放在客户的承受能力上。

2021年11月5日，新斯科舍省政府頒佈了第57號法案，即環境目標和氣候變化減少法案，這標誌着省政府打算實施幾個與氣候變化相關的目標和温室氣體減少目標，其中許多與先前存在的法案的條款重疊並取代這些目標。該法案還提出了到2030年逐步淘汰新斯科舍省燃煤發電的目標。後續的省級法規將需要詳細説明如何實現這些目標和指標。

2021年8月5日，聯邦政府根據《温室氣體污染定價法案》發佈了《泛加拿大清潔增長和氣候變化框架》的最新版本。此次更新(聯邦基準)適用於2023年至2030年期間，並建立了法律機制，使加拿大的碳税每年增加15美元，到2030年達到每噸170美元。它還概述了承認新斯科舍限額與交易計劃(Nova Scotia Cap-and-Trade Program)等體系被視為等同於聯邦基準的最低合規性標準。

14

2021年7月9日，新斯科舍省政府修訂了《可再生電力條例》，要求到2030年80%的電力銷售來自可再生能源。

2021年6月29日，聯邦政府頒佈了C-12加拿大淨零排放責任法案，目標是到2050年實現淨零排放。

2021年，NSPI的資本投資預計約為4億美元(2020年為3.16億美元)，其中包括AFUDC，主要用於支持系統可靠性和水電基礎設施更新項目所需的資本項目。

英語

與2020年相比，預計2021年NSPML和LIL的股權收益將更高。 NSPML和LIL的投資都被記錄為投資，這對Emera的壓縮合並資產負債表有重大影響。

NSPML

海通的股本收益取決於NSPML批准的 淨資產收益率(ROE)和運營業績。NSPML批准的受監管ROE區間為8.75%至9.25%，基於高達30%的實際五個季度平均受監管普通股比例。

Marine Link資產於2018年1月15日投入使用，為紐芬蘭和新斯科舍省之間的能源傳輸提供支持，提高了可靠性 和輔助效益，支持這兩個省的能源效率和可靠性。當下丘吉爾項目完成後，海上聯繫將以更大的容量傳輸。

NSPML已獲得UARB的批准，將從NSPI收取高達1.72億美元(2020-1.45億美元)，用於在2021年收回與海上通道相關的成本。這是 根據NS區塊開始的時間而定的高達1,000萬美元的預扣，NSPML已推遲收取2,300萬美元的折舊費用。NSPI費率中包括大約1.62億美元。

麝鼠瀑布的四臺發電機中有三臺已經完工並投入使用，第一臺在2020年第三季度，第二臺在2021年第二季度，第三臺在2021年第三季度。納爾科 繼續推進下丘吉爾項目(包括馬斯喀特瀑布和LIL)的建設完成，最終調試計劃於2022年第一季度完成。納爾科於2021年8月15日開始交付NS區塊，根據協議，NS區塊將在未來35年內交付。由於Nalcor處於LIL投產的最後階段，供應將會出現與投產相關的週期性中斷，任何由此導致的交付缺口都將在晚些時候交付 。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最終的資本成本申請，尋求批准收回與海上通道相關的資本成本，並批准NSPML的2022年評估。UARB預計將在2022年初做出決定。

2021年，NSPML預計將在資本上投資約1000萬美元(2020-700萬美元)。

李爾

Enl是Nalcor在LIL的有限合夥人。LIL的建設已經完成，納爾科的目標是在2022年第一季度進行最終調試。

LIL投資的股權收益基於股權投資的賬面價值 和批准的ROE。Emera目前的股權投資為6.68億美元，其中包括4.1億美元的股權出資和2.58億美元的累計股權收益。下丘吉爾項目完成後，Emera在LIL中的總股本貢獻(不包括累計 股本收益)估計約為6.5億美元。

15

現金收益和股本回報將在納爾科LIL投產後開始，在此之前，Emera 將繼續記錄AFUDC的收益。

其他電力設施

其他 電力公用事業公司包括Emera(加勒比海)公司(ECI)，這是一家擁有受監管電力公用事業的控股公司。ECI的受監管公用事業包括巴巴多斯島上BLPC的垂直整合監管電力公用事業、大巴哈馬島上的GBPC、多米尼加島Domlec的51.9%權益和聖盧西亞島Lucelec 19.5%的權益(按股權計算)。

2020年3月24日，Emera完成了對緬因州Emera的出售，該交易於2020年第一季度被納入其他電力公用事業部門。

剔除緬因州Emera 2020年第一季度的收益貢獻和2020年第一季度對之前遞延的1000萬美元企業所得税退税的確認，2021年其他 電力公用事業公司的收益預計將比前一年有所增長。

BLPC目前根據一項在巴巴多斯島上生產、傳輸和分配電力的特許經營權運營，直至2028年。2019年，巴巴多斯政府通過立法，將供電所需的許可證數量從目前的單一綜合許可證修訂為 多個發電、輸電和配電、儲存、調度和銷售許可證。2021年3月，BLPC與巴巴多斯政府就每種許可證類型達成商業協議，但需通過實施 立法。新的許可證預計將在立法程序完成後於2021年生效，有效期從5年到30年不等。BLPC預計，與實施新的多許可結構相關的任何增加的成本都可以通過BLPC的監管框架收回。BLPC目前正在評估新許可證對其業務的全面影響，並努力實現許可證的成功 實施。

2021年10月4日，BLPC向聯邦貿易委員會提交了一般費率審查申請。申請尋求費率調整和 實施反映成本的費率結構，這將促進新改革的電力市場預期的變化和該國向100%可再生能源發電的過渡。該申請尋求收回對廠房、設備和相關基礎設施的資本投資，並從2022年4月起每年增加約2300萬美元的非燃料收入。該申請包括對允許的股權資本結構提供12.50%的監管淨資產收益率(ROE)的請求，允許的股權資本結構為65%。預計聯邦貿易委員會將在2022年第二季度做出決定。

2021年9月23日，GBPC向GBPA提交了費率審查申請。本申請尋求修訂自2022年1月1日起生效的基本費率、收費和資費分類，截至2024年12月31日的三年期間 。GBPC的擬議利率將恢復作為五年利率穩定計劃的一部分推遲的監管資產的攤銷。利率的設計基於8.5%至9.0%的允許 監管利率基數回報率和12.84%的目標監管淨資產收益率(ROE)。預計GBPA將在2021年底做出決定。

2021年，其他電力公用事業部門的資本 預計約為8500萬美元(2020年約為1.11億美元，其中1400萬美元投資於緬因州的Emera項目)，主要用於更高效、更清潔的發電資源 。BLPC預計在2022年1月完成33兆瓦柴油發動機廠的安裝。這座33兆瓦的發電廠預計將提高效率，併為BLPC過渡到更多的可再生能源發電奠定基礎。

16

燃氣公用事業和基礎設施

天然氣公用事業和基礎設施包括PGS、NMGC、SeaCoast、Brunswick Pipeline和Emera在M&NP的非合併投資。PGS是一家受監管的天然氣分銷公用事業公司，從事為佛羅裏達州客户服務的天然氣採購、分銷和銷售。NMGC是一家受監管的天然氣分銷公用事業公司，從事購買、傳輸、分銷和銷售天然氣，服務於新墨西哥州的 客户。海岸是一家受監管的州內天然氣輸送公司，在佛羅裏達州提供服務。布倫瑞克管道是一條受監管的145公里長的管道，將再氣化的液化天然氣從新不倫瑞克的聖約翰輸送到美國東北部的市場。

預計2021年天然氣公用事業和基礎設施收益將高於2020年，主要原因是 PGS和NMGC批准的基本費率上調。

PGS預計2021年的收益將在其允許的ROE範圍內，並預計利率基數和收益將高於 2020年。PGS預計，2021年客户增長將高於佛羅裏達州的人口增長率，反映出對佛羅裏達州住房需求持續強勁以及商業活動趨於正常水平的預期。由於新冠肺炎疫情對2021年商業能源銷售的影響小於2020年，預計PGS銷售量將高於客户增長 。2021年1月，根據FPSC批准的利率案例和解 ，基本利率上調生效，預計將帶來3400萬美元的收入增長。

NMGC的新費率申請於2020年12月獲得批准，並於2021年1月生效 。新的費率每年帶來大約500萬美元的收入增長。NMGC預計2021年的收益將達到或接近其授權的ROE，並預計利率基數將高於2020年。NMGC預計客户增長率將 與歷史趨勢一致。

2021年2月，新墨西哥州經歷了一場極端寒冷的天氣事件，導致天然氣成本比這段時間通常支付的價格高出1.08億美元。NMGC通常通過購買天然氣調整條款收回天然氣供應和相關成本。2021年4月16日，NMGC提交了一項動議，要求在NMPRC規則允許的情況下 特別救濟，延長增加的天然氣成本的償還期限，並收回運輸費用。2021年6月15日，NMPRC批准從2021年7月1日起在30個月內收回1.08億美元和相關的 借款成本。

2021年，天然氣公用事業和基礎設施部門的資本投資預計約為4.3億美元(2020-5.53億美元)，其中包括AFUDC。PGS將進行投資，以擴大其系統並支持客户增長。NMGC於2021年完成了聖達菲主線環路項目，並將繼續投資 進行系統改進。

其他

其他部分包括正常年度低於單獨報告門檻的業務 ，以及未直接分配給Emera子公司和投資的公司費用和收入項目。

其他部門的業務運營包括Emera Energy和Emera Technologies LLC(ETL？)。Emera Energy由全資擁有的實物能源營銷和交易業務EES以及在馬薩諸塞州西北部600兆瓦抽水蓄能水電站熊沼澤(Bear Swamp)50.0%的合資企業中的股權投資組成。ETL是一家全資科技公司，專注於 尋找向客户提供可再生能源和彈性能源的方法。

17

其他部分包括的公司項目包括某些公司範圍的職能，包括執行管理、 戰略規劃、財務服務、法律、財務報告、税務規劃、公司業務發展、公司治理、投資者關係、風險管理、保險、收購和處置相關成本、 選定資產銷售的損益，以及公司人力資源活動。它包括記錄在公司間收入中的公司間融資的利息收入，以及加拿大和美國的公司債務利息支出。它還包括與未直接分配給Emera子公司運營和投資的公司活動相關的 成本。

EES的收益通常取決於市場狀況 。特別是，天然氣和電力市場的波動性可能會受到天氣、當地供應限制和其他供需因素的影響，可以提供更高水平的利潤率 機會。這項業務是季節性的，第一季度和第四季度通常提供了最大的盈利機會。EES預計2021年調整後的年度淨收益將在其指導範圍內，即1500萬美元至3000萬美元(4500萬美元至7000萬美元的利潤率 )。

如果沒有2020年第四季度東元危地馬拉控股獎的收益，預計2021年其他部門的調整後淨虧損將較低， 主要是由於EES的調整後收益增加，利息支出減少，OM&G減少以及現金流對衝實現的外匯收益。預計由於淨虧損減少而增加的税收和 ETL中增加的項目支出將部分抵消這一減少。

2021年，其他細分市場的資本投資預計約為500萬美元(2020-300萬美元)。

18

合併資產負債表亮點 簡明綜合資產負債表在2020年12月31日至2021年9月30日期間的重大變化包括：
數百萬加元		增加(減少)				解釋
資產
現金和現金等價物		$	220			增加的原因是運營現金、TEC和NMGC債務的淨髮行以及優先股和普通股的發行。這部分被受監管公用事業公司的物業、廠房和 設備的增加以及普通股股息所抵消。
庫存			78			增加的原因是Emera Energy的大宗商品價格上漲，以及NSPI的材料庫存和燃料庫存成本上升。
衍生工具(當前和長期)			241			增加是由於大宗商品價格上漲，但被NSPI的衍生品工具結算部分抵消。
監管資產(流動和長期)			192			增加的原因是NMGC冬季活動天然氣成本回收、NSPI與FAM相關的延期增加、NSPI遞延所得税監管資產增加以及Tampa Electric增加成本回收 條款。這一增長被NSPI與衍生品工具相關的延期部分抵消。
應收賬款和其他資產(流動和長期)			137			增加的原因是Emera Energy由於大宗商品價格上漲而增加了現金抵押品和貿易應收賬款，以及坦帕電氣(Tampa Electric)由於天然氣價格上漲而增加了燃料條款收入 。這一增長被Emera Energy較低的天然氣運輸資產、NSPI衍生品工具現金抵押品頭寸的減少以及NSPI和NMGC業務的季節性部分抵消。
財產、廠房和設備，累計折舊和攤銷後的淨額			956			由於坦帕電氣(Tampa Electric)、PGS和NSPI的增資，收入有所增加。
負債和權益
短期債務和長期債務(含當期部分)		$	440			由於TEC和NMGC淨髮行長期債務而增加。這一增長被TEC的短期債務償還和 NSPI承諾的信貸安排的淨償還部分抵消。
應付帳款			290			增加的原因是NSPI衍生品工具的現金抵押品頭寸增加，以及Emera Energy的大宗商品價格上漲。坦帕電氣和NMGC的付款時間 部分抵消了這一增長。
衍生工具(當前和長期)			376			增加的原因是2021年的新合同和現有頭寸的變化，但被Emera Energy 2020年合同的逆轉部分抵消。
監管責任(流動和長期)			151			由於NSPI與衍生品工具相關的延期，這一數字有所增加。NSPI和Tampa Electric的拆除成本以及與NSPI的FAM相關的延期減少部分抵消了這一增長。
養老金和退休後負債			(56)			減少的原因是現金捐助和NSPI和坦帕電氣的當期淨福利應計淨額較低。
其他負債(流動和長期負債)			110			增加的原因是坦帕電力公司長期債務的應計利息增加，以及坦帕電力公司與太陽能項目相關的公司和投資税收抵免。
普通股			398			增加的原因是根據Emera的市值股本計劃和股息再投資計劃發行的股票。
累計優先股			418			因發行優先股而增加。
留存收益			(298)			由於支付的股息超過淨收入而減少。

19

發展動態

增加普通股股息

2021年9月24日，Emera董事會批准將年度普通股股息率從2.55美元提高到2.65美元。 第一次支付將於2021年11月15日生效。Emera還將4%至5%的股息增長率目標延長至2024年。

坦帕 電費案件和解協議

2021年8月6日，坦帕電氣向FPSC提交了一項聯合動議，要求批准坦帕電氣和幹預者就其2021年4月向FPSC提交的費率案達成的和解協議。和解協議規定，從2022年1月的賬單開始，預計每年將增加1.91億美元的費率。這項 增加將包括1.23億美元的基本費率費用和6800萬美元用於收回報廢資產的成本，這些資產包括Big Bend燃煤發電資產、1至3號機組和電錶資產。和解協議 還包括隨後兩年的調整，分別為9000萬美元和2100萬美元，分別從2023年1月和2024年1月起生效，與收回未來對Big Bend現代化項目和太陽能發電的投資有關 。資本結構中允許的股本將繼續有54%來自投資者資金來源。和解協議包括允許的監管ROE區間為9.0%至11.0%，中間價為9.95%。2021年10月21日，FPSC批准了和解協議，反映這種批准的最終命令預計將於2021年11月發佈。有關和解協議的更多信息，請參閲 佛羅裏達電力公用事業的業務概述和展望部分。

NS區塊的交付

納爾科於2021年8月15日開始交付NS區塊，根據協議，該區塊將在未來35年內交付。由於Nalcor處於LIL投產的最後 階段，供應將出現與投產相關的週期性中斷，任何由此導致的交付缺口都將在稍後交付。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最終資本成本申請 ，尋求批准收回與Marine Link相關的資本成本，並批准NSPML的2022年評估。UARB預計將在2022年初做出決定。有關NS Block的更多信息，請參閲 ？業務概述和展望？加拿大電力公用事業和合同義務部分。

優先股

2021年9月24日，Emera以每股25.00美元的價格發行了900萬股累計可贖回的L系列優先股，年收益率為4.60% 美分。此次發行的總毛收入和淨收益分別為2.25億美元和2.22億美元。優先股發行的淨收益將用於一般企業用途。

2021年4月6日，Emera發行了800萬股累計最低利率重置的J系列優先股，每股25.00美元，初始股息率為4.25%。此次發行的總毛收入和淨收益分別為2億美元和1.96億美元。優先股發行的淨收益用於一般公司用途。

20

委任

董事會

從2021年8月10日起，吉爾·C·奎尼奧內斯加入Emera董事會。奎尼奧內斯先生是紐約電力管理局(New York Power Authority)前總裁兼首席執行官 官員。從2021年10月13日起，奎尼奧內斯先生辭去了Emera董事會的職務，此前他被任命為另一家機構的新高級管理職位。

執行人員

2021年9月14日，Emera宣佈海倫·韋斯利(Helen Wesley)被任命為PGS總裁，自2021年12月1日起生效。韋斯利最近擔任的是PGS的首席運營官，她將接替將於2021年12月退休的T.J.謝利斯托夫斯基(T.J.Szelistowski)。

未清償股票數據

普通股

		數百萬				數百萬
已發行和未償還：		股票				加元
餘額，2019年12月31日			242.48			$	6,216
普通股發行(一)			4.54				251
按市價在採購計劃項下以現金髮行			3.99				219
根據股息再投資計劃購買的股票折價			-				(4	)
根據高級管理層股票期權計劃行使的期權			0.42				20
員工購股計劃			-				3
平衡，2020年12月31日			251.43			$	6,705
普通股發行(二)			3.74				211
按市價在採購計劃項下以現金髮行			3.25				177
根據股息再投資計劃購買的股票折價			-				(3	)
根據高級管理層股票期權計劃行使的期權			0.22				10
員工購股計劃			-				3
餘額，2021年9月30日			258.64			$	7,103

(1)2020年，根據Emera的市場計劃(ATM計劃)，發行了4544,025股普通股，平均價格為每股56.04美元，毛收入為2.55億美元(扣除發行成本後為2.51億美元)。

(2)2021年第三季度，根據Emera的自動櫃員機計劃，發行了1,402,797股普通股，平均價格為每股59.03美元，總收益為8300萬美元(税後發行成本淨額為8200萬美元)。在截至2021年9月30日的9個月裏，根據Emera的自動櫃員機計劃，共發行了3739,823股普通股，平均價格為每股56.88美元，總收益為2.13億美元(税後發行成本淨額為2.11億美元)。截至2021年9月30日，總銷售限額為5.31億美元，可根據自動櫃員機計劃 發行。Emera的ATM計劃於2021年8月12日續簽。有關詳細信息，請參閲下面的內容。

截至2021年11月5日，已發行和已發行普通股數量為2.587億股。

截至2021年9月30日的三個月，已發行普通股加權平均股份為2.585億股(2020-2.484億股)，截至2021年9月30日的九個月加權平均普通股加權平均股份為2.56億股(2020-2.66億股)，包括已發行普通股和已發行普通股以及已發行遞延股單位在內的已發行普通股加權平均股份為2.56億股(2020-2.466億股)。

自動櫃員機股票計劃

2021年8月12日，Emera更新了其自動櫃員機計劃，該計劃允許公司根據當時的市場價格，不時 由公司自行決定，從國庫向公眾發行最多6億美元的普通股。自動櫃員機計劃是根據本公司日期為2021年8月5日的簡寫基本貨架招股説明書的招股説明書附錄續訂的。自動取款機計劃預計將一直有效到2023年9月5日。

21

財務亮點

佛羅裏達電力公司

所有金額均以美元報告，除非另有説明 。

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
百萬美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
營業收入-受監管的電力		$	634			$	506			$	1,613			$	1,381
發電和購電用受管制燃料		$	217			$	102			$	501			$	301
對綜合淨收入的貢獻		$	135			$	131			$	302			$	296
對綜合淨收入的貢獻CAD		$	169			$	175			$	377			$	400
對每股普通股合併收益的貢獻基本不變		$	0.65			$	0.70			$	1.47			$	1.62
淨收入加權平均匯率加元/美元		$	1.26			$	1.33			$	1.25			$	1.35
EBITDA		$	278			$	270			$	715			$	690
EBITDA/CAD		$	349			$	359			$	893			$	933

淨收入

下表總結了淨收入變化的亮點 ：

對於		截至三個月				截至9個月
數百萬美元		九月三十日				九月三十日
對2020年綜合淨收入的貢獻		$	131			$	296
增加營業收入-參見下面的營業收入-受監管的電氣			128				232
增加發電和購買電力的燃料-參見下文規定的發電和購買電力燃料			(115)				(200)
由於房地產、廠房和設備的增加以及2020年的監管和解，折舊和攤銷增加			(9)				(28)
大彎發電站現代化和太陽能項目增加了AFUDC的收入			4				11
其他			(4)				(9)
2021年對綜合淨收入的貢獻		$	135			$	302

與2020年第三季度的1.75億美元相比，佛羅裏達電力公用事業公司2021年第三季度對綜合淨收入的加元貢獻減少了600萬美元，降至1.69億美元。 2021年到目前為止，CAD對綜合淨收入的貢獻從2020年同期的4億美元減少到3.77億美元，減少了2300萬美元。由於CAD增強的影響，這兩個時期的降幅均為 。剔除外匯的影響，AFUDC收益的增加增加了這兩個時期的貢獻，但部分被反映資本投資增加和2020年監管和解的更高的折舊和攤銷費用所抵消。

加元走強的影響使截至2021年9月30日的三個月和九個月的加元收益分別減少了1000萬美元和3100萬美元。

營業收入--受監管的電力公司

2021年第三季度，電力收入增加了1.28億美元，達到6.34億美元，而2020年第三季度為5.06億美元。2021年到目前為止，電力收入 增加了2.32億美元，達到16.13億美元，而2020年同期為13.81億美元。這兩個時期的增長都是由於燃料成本上升導致燃料回收條款收入增加。

22

下表按客户類別彙總了電力收入和銷售量：

發電和購電管制燃料

2021年第三季度，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了1.15億美元，達到2.17億美元，而2020年第三季度和2021年迄今分別為1.02億美元和5.01億美元。 2021年增加了2億美元，達到5.01億美元，而2020年同期為3.01億美元。這兩個時期的漲幅主要是由於天然氣價格上漲。

與2020年同期相比，2021年第三季度和2021年迄今的每兆瓦時平均燃料成本均有所上升，主要原因是天然氣價格上漲。

23

加拿大電力公司

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
百萬加元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
營業收入-受監管的電力		$	328			$	324			$	1,112			$	1,117
發電和購電用受管制燃料(1)		$	169			$	162			$	554			$	502
股權投資收益		$	25			$	24			$	78			$	75
對綜合淨收入的貢獻		$	42			$	35			$	174			$	164
對每股普通股合併收益的貢獻		$	0.16			$	0.14			$	0.68			$	0.67
EBITDA		$	130			$	130			$	461			$	457

(1)發電和購買電力的受監管燃料包括NSPI的FAM和簡明合併損益表 上的固定成本遞延；但是，它不包括在分部概述中。

下表彙總了加拿大電力公用事業公司的貢獻：

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
數百萬加元		2021				2020				2021				2020
NSPI		$	18			$	11			$	98			$	89
NSPML的股權投資			12				11				39				38
LIL的股權投資			12				13				37				37
對綜合淨收入的貢獻		$	42			$	35			$	174			$	164

淨收入

下表總結了淨收入變化的亮點 ：

對於		截至三個月				截至9個月
數百萬加元		九月三十日				九月三十日
對2020年綜合淨收入的貢獻		$	35			$	164
營業收入增加(減少)-參見下文《受監管的電氣》中的營業收入			4				(5	)
增加發電和購買電力的燃料-參見下文規定的發電和購買電力燃料			(7	)			(52	)
FAM和固定成本延期減少，原因是與上年相比，本期燃料成本回收不足，部分被2020年向客户退還前幾年燃料成本所抵消			6				61
OM&G費用增加的主要原因是發電成本上升和需求側管理(DSM？)計劃成本上升			(6	)			(7	)
利息支出減少，淨額原因是FAM監管延期的利息較低			4				6
所得税支出減少，主要是由於在與財產、廠房和設備相關的會計折舊之外增加了税收扣減			6				9
其他			-				(2	)
2021年對綜合淨收入的貢獻		$	42			$	174

加拿大電力公用事業公司對綜合淨收入的貢獻在2021年第三季度增加了700萬美元，達到4200萬美元， 與2020年第三季度的3500萬美元相比， 增加了1000萬美元，與2020年的1.64億美元相比，2021年迄今增加了1000萬美元，達到1.74億美元。這兩個時期的增長主要是由NSPI的更高貢獻推動的。這是 較低的所得税支出和FAM監管延期利息的結果，但與2020年相比，收入中包含的Marine Link評估較低以及OM&G費用較高，部分抵消了這一影響。

24

NSPI

營業收入調整電費

2021年第三季度營業收入增加400萬美元，達到3.28億美元，而2020年第三季度為3.24億美元，原因是客户銷售量、燃料相關定價和其他收入增加，但與2020年相比，收入中包含的Marine Link評估較低部分抵消了這一增長。

2021年到目前為止，營業收入與2020年同期的11.17億美元相比減少了500萬美元，降至11.12億美元，原因是收入中包括的海運 鏈路評估較低，以及天氣對銷售量的影響，但客户銷售量增長、燃料相關定價和其他收入的增加部分抵消了這一影響。

下表按客户類別彙總了電力收入和銷售量：

發電和購電管制燃料

2021年第三季度用於發電和購買電力的受監管燃料增加了700萬美元，達到1.69億美元，而2020年第三季度為1.62億美元， 今年迄今增加了5200萬美元，達到5.54億美元，而2020年同期為5.02億美元。這兩個時期的增長都是由於排放限制推動的發電組合的變化。與去年同期相比，大宗商品價格上漲和海運通評估成本上升也是造成這一增長的原因之一。

25

與2020年同期相比，2021年第三季度和2021年年初至今的每兆瓦時平均燃料成本均有所上升。這主要是因為在排放限制的推動下，發電組合發生了變化，來自低碳強度來源(如IPPS、進口和生物質發電)的發電量增加了 ，而使用固體燃料和天然氣的發電量減少了。大宗商品價格上漲和海運通評估成本上升導致平均燃料成本同比上升。

NSPI的FAM監管餘額增加了7100萬美元，從2020年12月31日的2100萬美元監管負債增加到2021年9月30日的5000萬美元監管資產，這主要是由於本期燃料成本回收不足。

其他電力設施

除非另有説明，否則所有金額均以美元報告。

2020年3月24日， Emera完成了緬因州Emera的銷售。有關更多詳細信息，請參閲影響收益的重要項目部分。

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
百萬美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
營業收入-受監管的電力		$	96			$	79			$	257			$	275
發電和購電用受管制燃料(1)		$	46			$	33			$	123			$	110
調整後對綜合淨收入的貢獻		$	6			$	5			$	12			$	19
調整後對綜合淨收入的貢獻CAD		$	8			$	6			$	15			$	25
税後股權證券MTM虧損		$	-			$	-			$	(1)			$	-
對綜合淨收入的貢獻		$	6			$	5			$	11			$	19
對綜合淨收入的貢獻CAD		$	8			$	6			$	14			$	25
調整後對每股普通股合併收益的貢獻基本加元		$	0.03			$	0.02			$	0.06			$	0.10
對每股普通股合併收益的貢獻基本不變		$	0.03			$	0.02			$	0.05			$	0.10
淨收入加權平均匯率加元/美元		$	1.26			$	1.33			$	1.26			$	1.36
調整後的EBITDA		$	22			$	21			$	61			$	77
調整後的EBITDA插入CAD		$	28			$	26			$	77			$	102

(1)受監管的發電和購買電力燃料包括年初至2020年與緬因州埃默拉有關的傳輸池費用

26

下表彙總了其他電力公用事業公司調整後的貢獻：

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
數百萬美元		2021				2020				2021				2020
BLPC		$	3			$	2			$	5			$	15
GBPC			3				1				8				2
緬因州埃默拉			-				-				-				4
其他			-				2				(1)				(2)
調整後對綜合淨收入的貢獻		$	6			$	5			$	12			$	19

剔除MTM的變化，2021年第三季度其他電力公用事業CAD對合並淨收入的貢獻增加了200萬美元 ，達到800萬美元，而2020年第三季度為600萬美元，原因是GBPC的其他收入增加。2021年到目前為止，民航局的捐款減少了1000萬美元，降至1500萬美元，而2020年同期為2500萬美元。此 主要由於2020年第一季度出售Emera緬因州，以及BLPC於2020年第一季度確認與2018年12月頒佈較低企業所得税税率相關的遞延企業所得税追回。這些減少被GBPC較高的其他收入和較低的利息成本部分抵消。

在截至2021年9月30日的三個月裏，匯率的影響微乎其微。 到2021年為止，加元的增強減少了100萬美元的收益和調整後的收益。

營業收入受監管的電力

2021年第三季度營業收入增加了1700萬美元，達到9600萬美元，而2020年第三季度為7900萬美元，原因是BLPC的燃料收入因油價上漲而增加 。2021年到目前為止，收入從2020年同期的2.75億美元下降到2.57億美元，減少了1800萬美元。同比下降的原因是出售了緬因州的Emera，但由於燃油價格上漲，BLPC的燃料收入增加，部分抵消了這一下降。

2021年第三季度的電力銷售量為336GWh，高於2020年第三季度的326GWh。 年初至今，2021年的電力銷售量為932GWh，高於2020年同期的927GWh。

受管制的發電燃料和 購入電力

2021年第三季度，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了1300萬美元，達到4600萬美元，而2020年第三季度為3300萬美元 。2021年到目前為止，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了1300萬美元，達到1.23億美元，而2020年為1.1億美元。這兩個時期的增長都是由於BLPC燃料價格上漲。 與去年同期相比，2020年緬因州Emera的傳輸池費用部分抵消了這一增長。

27

燃氣公用事業和基礎設施

除非另有説明，否則所有金額均以美元報告。

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
百萬美元(每股除外)		2021				2020				2021				2020
受監管天然氣的營業收入(1)		$	189			$	146			$	699			$	546
營業收入不受監管			3				3				10				9
營業總收入		$	192			$	149			$	709			$	555
天然氣管制成本		$	57			$	30			$	236			$	141
股權投資收益		$	4			$	3			$	12			$	10
對綜合淨收入的貢獻		$	22			$	16			$	113			$	87
對綜合淨收入的貢獻CAD		$	29			$	20			$	143			$	117
對每股普通股合併收益的貢獻基本 CAD		$	0.11			$	0.08			$	0.56			$	0.47
淨收入加權平均匯率升水 加元/美元		$	1.26			$	1.32			$	1.26			$	1.35
EBITDA		$	66			$	52			$	258			$	213
EBITDA/CAD		$	83			$	69			$	324			$	288

(1)受監管天然氣的運營收入包括截至2021年9月30日的三個月來自Brunswick Pipeline的1100萬美元(2020-1200萬美元)的財務收入，以及截至2021年9月30日的9個月的3400萬美元(2020-3400萬美元)；但是，它 不包括在下面的天然氣收入分析中。

下表總結了天然氣公用事業和基礎設施的貢獻：

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
數百萬美元		2021				2020				2021				2020
PGS		$	14			$	10			$	60			$	39
NMGC			(4	)			(5	)			18				18
其他			12				11				35				30
對綜合淨收入的貢獻		$	22			$	16			$	113			$	87

淨收入

下表總結了淨收入變化的亮點 ：

對於		截至三個月				截至9個月
數百萬美元		九月三十日				九月三十日
對2020年綜合淨收入的貢獻		$	16			$	87
增加天然氣運營收入-請參閲下面的運營收入-受監管的天然氣			43				153
天然氣銷售成本增加-請參閲下面的天然氣監管成本			(27)				(95)
由於財產、廠房和設備增加，折舊和攤銷費用增加			(4)				(11)
主要由於PGS和NMGC的勞動力和保險成本上升，OM&G費用增加			(4)				(12)
其他			(2)				(9)
2021年對綜合淨收入的貢獻		$	22			$	113

2021年第三季度，天然氣公用事業和基礎設施對綜合淨收入的CAD貢獻增加了900萬美元，達到2900萬美元， 與2020年第三季度的2000萬美元相比，增加了2600萬美元，2021年到目前為止，與2020年的1.17億美元相比，增加了2600萬美元，達到1.43億美元。這兩個時期的增長都是由於2021年1月1日生效的基本利率上調和客户增長導致PGS的基本收入增加。

28

外匯匯率變動的影響使截至2021年9月30日的三個月和2021年迄今的加元收益分別減少了100萬美元和900萬美元。

營業收入：受監管的天然氣

2021年第三季度，天然氣公用事業和基礎設施的運營收入增加了4300萬美元，達到1.89億美元，而2020年第三季度為1.46億美元，2021年迄今 增加了1.53億美元，達到6.99億美元，而2020年同期為5.46億美元。這兩個時期的增長都是由於PGS和NMGC的基本費率從2021年1月1日起上調，PGS的客户增長，以及由於天然氣價格上漲，PGS和NMGC的購買天然氣調整條款收入增加。

天然氣收入和銷售量按客户 類別彙總在下表中：

天然氣管制成本

2021年第三季度，天然氣的監管成本增加了2700萬美元，達到5700萬美元，而2020年第三季度為3000萬美元，2021年到目前為止，2021年第三季度增加了9500萬美元，達到2.36億美元 ，而2020年同期為1.41億美元。這兩個時期的增長都是由於PGS和NMGC的天然氣價格上漲。

下表彙總了按 類型劃分的天然氣銷售量：

29

其他

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
百萬加元(每股除外)			2021				2020				2021				2020
營銷及交易保證金(1)(2)		$	(4)			$	(12)			$	63			$	16
其他不受監管的營業收入			8				10				25				25
營業總收入不受監管		$	4			$	(2)			$	88			$	41
股權投資收益		$	1			$	-			$	12			$	17
調整後對綜合淨收入(虧損)的貢獻		$	(73)			$	(70)			$	(154)			$	(229)
扣除税金和交易費用後的銷售收益			-				-				-				309
減值費用，税後淨額			-				-				-				(26)
税後衍生工具MTM虧損			(245)				(82)				(368)				(95)
對綜合淨收入(虧損)的貢獻		$	(318)			$	(152)			$	(522)			$	(41)
調整後對每股普通股合併收益的貢獻 基本		$	(0.28)			$	(0.28)			$	(0.60)			$	(0.93)
對每股普通股合併收益的貢獻 基本		$	(1.23)			$	(0.61)			$	(2.04)			$	(0.17)
調整後的EBITDA		$	(13)			$	(22)			$	41			$	(25)

(1)營銷和交易保證金 代表EES購買和銷售天然氣和電力、管道和存儲容量成本以及能源資產管理服務的收入。

(2)營銷和交易保證金不包括2021年第三季度3.34億美元的税前MTM虧損(2020年-1.31億美元虧損)和年初至今5.01億美元的虧損(2020年 1.55億美元虧損)。

下表彙總了其他調整後的貢獻：

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
數百萬加元			2021				2020				2021				2020
埃默拉能源		$	(5)			$	(12)			$	37			$	2
公司繳費請參閲下面的調整後繳費明細			(59)				(54)				(174)				(223)
Emera技術公司			(7)				(3)				(13)				(7)
其他			(2)				(1)				(4)				(1)
調整後對合並淨收入的貢獻 (虧損)		$	(73)			$	(70)			$	(154)			$	(229)

30

淨收入

下表總結了 淨收入變化的要點：

對於		截至三個月				截至9個月
數百萬加元		九月三十日				九月三十日
對合並淨收入(虧損)的貢獻 2020		$	(152)			$	(41)
增加營銷和交易保證金-參見Emera Energy			8				47
由於加元走強和利率下降的影響，這兩個時期的利息支出都有所減少。由於償還公司債務，同比也有所下降。			7				29
為對衝外匯收益敞口而進行的套期保值的實現收益			4				17
2020年第一季度頒佈較低的新斯科舍省企業所得税税率導致的遞延所得税淨資產和負債重估，包括與MTM相關的200萬美元回收			-				11
優先股分紅環比增加，主要是由於宣佈分紅的時機。此外，由於優先股的發行，這兩個時期的優先股股息都有所增加			(14)				(2)
所得税退税減少，主要是由於撥備所得税前虧損減少所致			(4)				(32)
MTM虧損(税後淨額)環比增加，主要原因是新英格蘭天然氣的遠期定價高於Emera Energy的運輸對衝，以及2020年現金流對衝的外匯收益逆轉 。這部分被Emera Energy 2021年第三季度MTM虧損的更大逆轉所抵消。MTM淨虧損同比增加，原因是新英格蘭天然氣的遠期定價高於Emera Energy的運輸對衝，以及2020年現金流對衝匯兑收益的逆轉，部分抵消了2021年天然氣運輸資產攤銷減少的影響			(163)				(271)
2020年銷售和減值費用收益，税後淨額			-				(283)
其他			(4)				3
2021年對合並淨收入(虧損)的貢獻		$	(318)			$	(522)

埃默拉能源

營銷和交易利潤率 在2021年第三季度增加了800萬美元，虧損400萬美元，而2020年同期虧損1200萬美元，這是由於更有利的市場條件，特別是2021年第三季度天然氣價格比2020年第三季度更高。

2021年到目前為止，利潤率增加了4700萬美元，2021年達到6300萬美元，而2020年同期為1600萬美元。這一增長反映了2月中旬美國中南部發生的極端天氣事件，該事件大幅增加了Emera Energy所在鄰近市場的定價和波動性，因此該業務得以獲利。東北地區雖然季節性寒冷，但在很大程度上與天氣事件隔絕，但在整個第一季度仍提供了穩定的機會。此外，Emera Energy受益於與2020年相比更有利的市場條件，特別是幾個關鍵市場 地區天氣的影響，這導致市場價格和波動性上升，從而導致天然氣利潤率上升。

31

公司

下表彙總了公司調整後的虧損：

		截至三個月								截至9個月
對於		九月三十日								九月三十日
數百萬加元			2021				2020				2021				2020
運營費用(1)		$	10			$	6			$	27			$	37
利息支出			65				72				199				228
所得税費用(回收)			(18)				(19)				(57)				(78)
優先股息			14				-				36				34
與2020年新斯科舍省企業所得税税率下調導致企業遞延所得税資產和負債重估相關的所得税費用			-				-				-				9
其他(2)			(12)				(5)				(31)				(7)
公司調整後淨虧損		$	(59)			$	(54)			$	(174)			$	(223)

(1)營業費用包括OM&G和折舊。

(2)其他包括現金流對衝的已實現外匯收益，以對衝外匯收益敞口，2021年第三季度包括400萬美元的收益(2020-零)和 年初至今1300萬美元的收益(2020-400萬美元的虧損)。

流動性和資本資源

該公司從其各種受監管和不受監管的能源投資中獲得內部來源的現金。公用事業客户羣因客户類別中的銷售額和收入而多樣化 。Emera的不受監管的業務提供了不同的收入來源和業務對手方。可能影響公司產生現金能力的情況包括Emera服務的市場普遍的經濟低迷、一個或多個大客户的流失、影響客户費率的監管決定以及監管資產的收回和環境法規的變化。Emera的子公司通常處於向Emera提供現金股息的財務狀況，前提是它們在支付股息後沒有違反債務契約(如適用)，並維持其信用指標。

正在進行的新冠肺炎大流行，包括政府應對這一流行病的措施，已導致Emera服務的所有市場的經濟放緩。經濟復甦的速度和力度是不確定的，可能會因司法管轄區而異。有關COVID對Emera及其業務的潛在未來影響的更多信息，請參閲公司2020年度MD&A中的業務概述和展望以及流動性和資本資源部分。

在合併的基礎上，新冠肺炎到目前為止還沒有對2021年的淨收益 產生實質性的財務影響，預計2021年也不會產生實質性的財務影響。有關更多討論，請參閲新冠肺炎大流行的業務概述和展望部分。到目前為止，還沒有發生重大的 客户違約事件，截至2021年9月30日，信用損失撥備的調整有所增加，但沒有對收益產生實質性影響。目前 尚不清楚客户不付款造成的潛在信用損失的全部影響，但預計不會有實質性影響。公用事業公司正在繼續監控客户賬户，並與客户就付款安排進行合作。

公司目前預計，鑑於其現金狀況、現有的銀行融資和獲得資金的渠道，該公司將繼續擁有充足的流動性，但將繼續關注新冠肺炎對未來現金流的影響。

32

Emera未來的流動資金和資本需求將主要用於營運資金需求、持續利率 基礎投資、業務收購、綠地開發、股息和償債。Emera在2021年至2023年期間有74億美元的資本投資計劃，同期潛在的額外資本機會為12億美元。該計劃包括在可再生和清潔發電、基礎設施現代化和以客户為中心的技術方面在整個產品組合中進行的重大費率基礎投資。受監管的公用事業公司的資本投資 需獲得監管部門的批准。新冠肺炎未來對公司資本投資計劃形象的影響程度目前無法預測。公司對其資本投資計劃具有靈活性， 將繼續關注時事及新冠肺炎的相關影響。

Emera計劃使用運營現金和公用事業公司籌集的債務來支持正常運營、償還現有債務和資本要求。在本公司某些公用事業部門籌集的債務需要獲得適用的監管部門的批准。支持本公司資本投資計劃的股本需求 預計將通過發行優先股和通過Emera的股息再投資計劃和市值計劃發行普通股來籌集資金。

Emera擁有不同期限的信貸安排，累計提供34億美元的信貸，其中約16億美元未提取，截至2021年9月30日可用。截至2021年9月30日，該公司持有4.76億美元的現金餘額。有關進一步討論，請參閲下面的債務管理部分。有關信貸安排的更多信息，請參閲簡明合併中期財務報表中的附註19和20。

合併現金流亮點

截至2021年9月30日至2020年9月30日的9個月間，簡明綜合現金流量表的重大變化包括：

數百萬加元		2021				2020				變化
現金、現金等價物和受限現金， 期初		$	254			$	274			$	(20)
提供者(用於)：
營運資金變動前的經營現金流			1,035				1,101				(66)
營運資金變動			71				139				(68)
經營活動		$	1,106			$	1,240			$	(134)
投資活動			(1,576)				(536)				(1,040)
融資活動			693				(595)				1,288
匯率變動對現金、現金等價物和限制性現金的影響			(1)				(48)				47
期末現金、現金等價物和限制性現金		$	476			$	335			$	141

經營活動現金流

截至2021年9月30日的9個月，運營活動提供的淨現金減少了1.34億美元，降至11.06億美元，而2020年同期為12.4億美元。

營運資本變動前的運營現金減少了6600萬美元。減少的主要原因是NMGC的天然氣成本因2021年2月的極端寒冷天氣事件而推遲，條款相關成本的回收不足增加，這主要是由於坦帕電氣和PGS的天然氣價格上漲，以及2020年第一季度出售Emera緬因州。這部分被Emera Energy增加的營銷和 交易保證金以及PGS更高的基礎收入所抵消。

營運資本的變化導致營運現金流減少6800萬美元，原因是Emera Energy的現金抵押品頭寸發生不利變化 ，Tampa Electric、PGS和NMGC的應收賬款發生不利變化，Emera Energy和NSPI的燃料庫存增加，NSPI於2020年收到2019年所得税退款，以及NMGC和Tampa Electric的 應付賬款支付時間。這部分被NSPI衍生品工具現金抵押品頭寸的有利變化所抵消。

33

投資活動的現金流

截至2021年9月30日的9個月，用於投資活動的淨現金增加了10.4億美元，達到15.76億美元，而2020年同期為5.36億美元。這一增長是由於2020年出售緬因州Emera獲得的14億美元收益，但部分被2021年資本支出減少所抵消。

截至2021年9月30日的9個月，包括AFUDC在內的資本支出為16.4億美元，而2020年同期為19.67億美元。 按細分市場劃分的2021年資本支出詳情如下：

●

9.27億美元-佛羅裏達電力公司(2020年為10.29億美元)；

●

2.48億美元-加拿大電力公用事業(2020年2.53億美元)；

●

8500萬美元--其他電力公用事業(2020年為1.24億美元)；

●

3.78億美元-天然氣公用事業和基礎設施(2020年為5.59億美元)；以及

●

200萬美元-其他(2020年200萬美元)。

融資活動的現金流

在截至2021年9月30日的9個月裏，融資活動提供的淨現金增加了12.88億美元，達到6.93億美元，而2020年同期融資活動使用的現金為5.95億美元。這一增長是由於坦帕電氣(Tampa Electric)、NMGC和PGS於2021年發行長期債務的淨收益 ，2020年東元金融(TECO Finance)償還長期債務的淨收益，東元金融(TECO Finance)和Emera承諾信貸安排的淨償還減少，以及優先股的發行。這部分被TEC較高的短期債務淨償還和NSPI 2020年長期債務的淨收益所抵消。

34

合同義務

截至2021年9月30日，今後五年每年及此後的合同承諾額包括以下內容：

數百萬加元		2021				2022				2023				2024				2025				此後				總計
長期債務本金		$	125			$	526			$	553			$	448			$	477			$	12,427			$	14,556
付息義務(一)			239				607				587				575				555				7,085				9,648
交通(2)			185				485				406				348				311				2,806				4,541
購電(3)			68				227				221				238				237				2,176				3,167
燃料、氣體供應和儲存			303				340				72				45				40				24				824
基本工程項目			473				159				95				6				1				-				734
資產報廢義務			9				2				7				2				2				391				413
長期服務協議(4)			36				64				68				48				32				90				338
養老金和退休後債務(5)			8				38				32				33				32				192				335
股權投資承諾(6)			-				240				-				-				-				-				240
租約及其他(7)			3				16				16				15				8				120				178
需求側管理			10				45				-				-				-				-				55
長期應付款項			1				5				5				-				-				-				11
		$	1,460			$	2,754			$	2,062			$	1,758			$	1,695			$	25,311			$	35,040

(1)未來的利息支付是基於所有債務在到期前都未償還的假設來計算的。對於 浮動利率的債務工具，使用2021年9月30日的有效利率計算所有未來期間的利息，包括根據相關掉期協議預期需要支付的任何款項。

(二)各管道燃料運輸和運力採購承諾書。包括與PGS和SeaCoast之間的天然氣運輸合同有關的1.44億美元的承諾，該合同將持續到2040年。

(3)每年需要從IPPS或其他公用事業公司購買發電量，合同期限各不相同 。

(4)某些發電設備的維護、與發電設施和風力運營協議相關的服務、計算機和通信基礎設施的外包管理以及植被管理。

(5)估計合同債務的計算方法為：當前法律規定的對註冊基金養老金計劃的繳費 (不包括清盤的可能性)，加上根據NSPI的集體談判協議簽訂的進一步福利應計費用的估計成本，以及與其他無基金福利計劃相關的估計福利支付 。

(6)Emera承諾向LIL提供股權貢獻。

(7)包括建築物、土地、電信服務和軌道車的運營租賃協議、傳輸權和投資承諾。

納爾科繼續推進下丘吉爾項目(包括馬斯喀特瀑布和LIL)的建設完成，最終投產目標是2022年第一季度 。麝鼠瀑布的四臺發電機中有三臺已經完工並投入使用，第一臺在2020年第三季度，第二臺在2021年第二季度，第三臺在2021年第三季度。

UARB批准的2021年分攤金額約為1.72億美元。這將受到高達1000萬美元的預扣，這取決於NS區塊的開始時間，NSPML已推遲收取2300萬美元的折舊 費用。納爾科公司已於2021年8月15日開始交付NS區塊，根據與納爾科公司的協議，NS區塊將在未來35年內交付。由於Nalcor處於LIL投產的最後階段，供應將出現 定期投產相關中斷，任何由此導致的交付缺口將在稍後交付。2021年8月9日，NSPML向UARB提交了最終的資本成本申請，尋求批准收回與Marine Link相關的資本成本 ，並批准NSPML的2022年評估。

NSPI有合同義務在自2018年1月15日啟用之日起約38年內向NSPML支付使用海事鏈路的費用。 作為NSPI 2020-2022年燃料穩定計劃的一部分，税率將分別包括2021年和2022年的1.64億美元和1.62億美元。NSPI燃料穩定性計劃中包含的金額與UARB通過NSPML中期評估申請批准的金額之間的任何差異 將通過FAM解決。在38年 承諾期的剩餘時間內應向NSPML支付的時間和金額有待UARB批准。

35

一旦馬斯喀特瀑布和LIL獲得全部電力，Emera和Nalcor之間的商業協議要求真正的UP敲定雙方各自與Marine Link和LIL相關的投資義務。

Emera已承諾在接到請求時獲得納爾科的某些輸電權利 ，使其能夠輸送紐芬蘭、拉布拉多或新斯科舍省未使用的能源。納爾科有權從新斯科舍省向新英格蘭能源市場傳輸這一能源，從2021年8月15日起生效，也就是NS區塊開始的日期，並持續50年。由於轉播權已簽訂合同，因此上表中的租賃和其他合同中包含了這些義務。

債務管理

根據下表，除了運營產生的資金外，Emera及其子公司總共可以獲得約34億美元的加元或美元銀團信貸額度。

數百萬美元		成熟性				信用 設施				已利用				未繪製 和 可用
Emera Set無擔保承諾循環信貸安排			2026年6月			$	900			$	327			$	573
Tec(美元)無擔保承諾循環信貸安排 (1)			2023年3月				800				461				339
NSPI的無擔保承諾循環信貸安排			2024年10月				600				198				402
EMERA HERA無安全非循環設施			2021年12月				400				400				-
東元金融(美元)無擔保承諾循環信貸 融資			2023年3月				400				265				135
NMGC(美元)無擔保承諾 循環信貸安排			2023年3月				125				14				111
NMGC(美元)-無擔保非循環設施			2022年9月				100				100				-
其他(美元)無擔保承諾循環信貸安排			五花八門				35				21				14

(1)此設施 可供坦帕電氣和PGS使用。截至2021年9月30日，坦帕電氣使用了3.46億美元，PGS使用了1.15億美元。

Emera及其 子公司有與其信貸安排相關的債務契約。公約定期進行測試，截至2021年9月30日，公司符合公約的要求。

下面對Emera及其子公司最近的重大融資活動逐一進行討論：

佛羅裏達電力公司

2021年5月25日，TEC建立了商業紙質計劃。商業票據計劃下的可用金額可以借入、償還和再借入，未償還票據的總金額在任何時候都不超過8億美元。全部發行的商業票據由TEC的信貸安排支持，導致等額的信貸安排被視為已提取且不可用。

2021年5月15日，TEC償還了其2.78億美元的票據，到期利率為5.4%。這些票據是使用現有的信貸安排償還的。

2021年3月18日，TEC完成了8億美元優先票據的 發行。此次發行包括4億美元的優先票據，利率為2.40%，到期日為2031年3月15日；4億美元的優先票據，利率為3.45%，到期日為2051年3月15日。

36