附件99.1

管理層討論與分析

截至2022年8月9日

管理層的討論和分析 提供了Emera Inc.及其子公司和投資在第二季度和 的運營結果回顧年初至今與2021年同期相比，其截至2022年6月30日的財務狀況；相對於2021年12月31日的財務狀況。在整個討論過程中，Emera公司、Emera公司和公司都是指Emera公司及其所有合併的子公司和投資。公司的活動通過五個可報告的部門進行：佛羅裏達電力公司、加拿大電力公司、天然氣公司和基礎設施公司、其他電力公司和其他公司。

本討論及分析應與Emera Inc.截至2022年6月30日止三個月及六個月的未經審核簡明綜合中期財務報表及佐證附註，以及Emera Inc.截至2021年12月31日止年度的MD&A及經審核綜合財務報表及佐證附註一併閲讀。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的費率管制實體使用的會計政策可能與Emera的非費率管制業務使用的會計政策不同。截至2022年6月30日，Emera受利率管制的子公司和投資 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？)
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)
海岸線天然氣輸送有限責任公司(SeaCoastä)		Fpsc
Emera Brunswick管道有限公司(Brunswick管道？)		加拿大能源監管機構(CER？)
巴巴多斯電力有限公司(BLPC)		巴巴多斯公平貿易委員會(FTC？)
大巴哈馬電力有限公司(GBPC)		大巴哈馬港務局(GBPA)
股權投資
NSP Sea Link Inc.(NSPML)		UARB
拉布拉多島連接有限合夥企業(LIL？)		紐芬蘭和拉布拉多公用事業委員會(NLPUB？)
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
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？)

除佛羅裏達電力公用事業、天然氣公用事業和基礎設施以及MD&A中的其他電力公用事業部分外，所有金額均以加元(？加元)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，包括公司的年度信息表，可在SEDAR網站www.sedar.com上找到。

1

目錄

前瞻性信息

本MD&A包含前瞻性信息和陳述，它們反映了公司對未來增長、經營結果、業績、二氧化碳減排目標、業務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律定義內的其他目的。所有此類信息和聲明均根據適用證券法規中的安全港條款作出。預計、預算、預期、預期、預測、意向、可能、計劃、計劃、時間表、應該、目標、將、類似的表述往往意在識別前瞻性信息，但並非所有前瞻性信息都包含這些識別詞語。前瞻性信息反映了管理層當前的信念，基於Emera管理層目前掌握的信息，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、績效或結果是否實現或將在何時實現的準確指示。

前瞻性信息基於合理的假設，受風險、不確定因素和其他因素的影響，這些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；大宗商品價格和可獲得性風險；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Emera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；意外維護和其他支出；系統運營和維護風險；衍生金融工具和對衝；利率風險；交易對手風險；燃料供應中斷 ；國家風險；環境風險；外匯；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；服務領域的損失；信息技術基礎設施故障的風險和網絡安全風險；與傳染病、流行病和類似的公共衞生威脅相關的不確定性，例如 新冠肺炎新型冠狀病毒(JD)大流行；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。

2

告誡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、估計或意圖和陳述大不相同。本MD&A中的所有前瞻性信息均受上述警告性聲明的完整限制，除法律要求外，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。

引言和戰略概述

Emera總部位於新斯科舍省哈利法克斯，擁有並運營服務成本加拿大、美國和加勒比海地區實行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電力和天然氣服務，並受到監管機構的監管。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對利率管制業務的投資 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條件。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。受監管公用事業的收益 機會通常由公用事業淨投資額(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) 驅動。收益也受到銷售量和運營費用的影響。

Emera的資本投資計劃為84億美元 2022-to-2024在此期間(包括2022年對LIL的2.4億美元股權投資)，同期還有10億美元的潛在資本投資。這導致到2024年的預測税率基數增長率約為7%至8%。資本投資計劃繼續包括在可再生和更清潔的發電、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整個投資組合中的重大投資。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的股息再投資計劃發行普通股來提供資金。在市場上程序(自動櫃員機程序)。維持投資級信用評級是管理層的優先事項。

Emera提供了到2024年4%至5%的年度股息增長指引。本公司的目標是長期派息比率為調整後淨收益的70%至75%，雖然派息率可能在預測期內及之後超過該目標，但隨着時間的推移，預計將回到該範圍。有關非GAAP衡量調整後淨收入的股息支付率的詳細信息，請參閲非GAAP財務衡量和比率一節。

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，並受益於加元走弱。Emera可以對衝交易性和轉換性敞口。這些影響，以及資本投資的時機和其他因素，意味着任何一個季度的業績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，能夠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。

3

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以及產生和傳輸能源的方式。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從所有這些趨勢中看到了機遇。Emera的戰略是為可再生能源和技術資產投資提供資金，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Sea Link、正在建設中的太陽能發電和坦帕電力公司的Big Bend發電站的現代化，以及計劃中的NSPI投資，以使其燃煤機組退役並實現可再生能源目標。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。 所有這些項目都體現了Emera為客户安全地提供更清潔、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，並制定到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的良好業績記錄、公司經驗豐富的團隊以及實現Emera中期碳目標的明確途徑。藉助現有的技術和資源以及支持性法規決策的好處，Emera計劃並預計實現與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%。

•

Emera的最後一個現有煤炭單位最遲於2040年退役。

•

到2040年，二氧化碳排放量至少減少80%。

Emera尋求兑現其氣候承諾，同時繼續專注於投資於可靠性，永遠不會忽視客户的負擔能力。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、投資者和客户建設性地合作，以實現這些目標並實現其淨零願景 。

Emera致力於世界一流的安全、卓越的運營、良好的治理、卓越的客户服務、可靠性、成為首選僱主，並建立建設性的關係。

非公認會計準則財務計量和比率

Emera使用的財務計量和比率在USGAAP下沒有標準化含義，可能無法與其他實體提出的類似計量進行比較。 Emera通過調整特定項目的某些GAAP計量來計算非GAAP計量和比率。管理層認為，排除這些項目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。這些衡量標準和比率將在下文進行討論和核對。

4

調整後的普通股股東應佔淨收益、調整後每股普通股收益和調整後淨收益的股息支付率。

Emera計算調整後的普通股股東應佔淨收入(調整後的淨收入) 剔除以下因素的影響按市值計價(MTM？)調整和NSPML不可收回費用的影響。

管理層認為，在結算前，從淨收入中剔除這些MTM估值及其變化的影響，可以更好地使這些合同的意圖和財務影響與相關現金流保持一致，並排除這些MTM調整，以評估業績和獎勵薪酬。MTM調整涉及以下幾個方面：

•

持有以待交易(Br)商品衍生工具，包括與天然氣來源地點和交付地點之間的價差有關的調整，以及因埃默拉能源的某些營銷和交易交易而確認的相關運輸能力攤銷；

•

熊沼澤電力公司(Bear Swamp Power Company LLC)的業務活動計入Emera的權益收入；

•

在BLPC和另一部門的專屬再保險公司持有的股權證券；以及

•

為管理外匯收益敞口而進行的外匯現金流對衝。

有關MTM調整的更多詳細信息，請參閲綜合財務審查、財務要點和其他電力公用事業，以及財務要點和其他章節。

2022年2月，UARB發佈了一項決定，不允許收回NSPML最終資本成本申請中包含的900萬美元成本 (税後700萬美元)。税後無法收回的成本在Emera簡明綜合收益表的股權投資收入 中確認。管理層認為，將這些不可收回的成本從調整後淨收益的計算中剔除，更好地反映了該期間的基本業務。有關NSPML不可收回成本的詳細信息，請參閲加拿大電力公用事業的業務概述和展望以及加拿大電力公用事業的財務要點。

調整後每股普通股收益與調整後淨收益的基本比率和股息支付率為非公認會計準則比率，按調整後淨收入計算，如上所述。

Emera計算加拿大電力公用事業、其他電力公用事業和其他部門的調整後淨收入和調整後每股普通股收益。每一部分都包括與最近的公認會計準則衡量標準的對賬。請參閲《加拿大電力公用事業財務要點》、《財務要點》和《財務要點》其他章節。有關調整後淨收入的股息支付率的更多詳細信息，請參閲Emera 2021年度MD&A中的股息支付率部分。

5

以下是普通股股東應佔淨收益(虧損)與調整後淨收益的對賬：

		截至三個月								截至六個月
對於			6月30日								6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$	(67)			$	(17)			$	295			$	256
MTM虧損，税後 (1)			(223)				(154)				(96)				(124)
NSPML無法收回的成本(2)			-				-				(7)				-
調整後淨收益		$	156			$	137			$	398			$	380
普通股每股收益(虧損)基本		$	(0.25)			$	(0.07)			$	1.12			$	1.01
調整後每股普通股收益基本		$	0.59			$	0.54			$	1.51			$	1.49

(1)扣除截至2022年6月30日的三個月(2021年-6200萬美元)和截至2022年6月30日的六個月的3700萬美元(2021年-4900萬美元)的所得税淨額。

(2)Emera將NSPML作為股權投資入賬，因此税後不可收回成本在Emera的簡明綜合損益表中計入股權投資收入。

EBITDA和調整後的EBITDA

扣除利息、所得税、折舊和攤銷前的收益(EBITDA)和調整後的EBITDA是Emera使用的非GAAP財務指標。這些財務指標被眾多投資者和貸款人用來更好地瞭解現金流和信用質量。EBITDA有助於評估Emera的經營業績，並表明該公司償還或產生債務、投資於資本以及為營運資本需求融資的能力。

與上文所述的調整後淨收益計算類似，調整後的EBITDA代表沒有MTM調整的收入影響和NSPML不可收回的成本的EBITDA。

以下是淨收益(虧損)與EBITDA和調整後EBITDA的對賬：

		截至三個月								截至六個月
對於			6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
淨收益(虧損)(1)		$	(52)			$	(6)			$	326			$	279
利息支出，淨額			163				153				319				310
所得税(回收)費用			(66)				(55)				29				1
折舊及攤銷			230				221				460				447
EBITDA		$	275			$	313			$	1,134			$	1,037
MTM虧損，不包括所得税			(314)				(216)				(133)				(173)
NSPML無法收回的成本(2)			-				-				(7)				-
調整後的EBITDA		$	589			$	529			$	1,274			$	1,210

(1)淨收益(虧損)在子公司的非控股權益和優先股股息之前 。

(2)Emera將NSPML作為股權投資入賬，因此税後無法收回的成本在Emera的簡明綜合損益表的股權投資收入中計入 。

綜合財務審查

影響收益的重大事項

MTM税後虧損對收益的影響

MTM虧損，2022年第二季度税後虧損從2021年第二季度的1.54億美元增加到2.23億美元，增加了6900萬美元 這主要是由於2022年天然氣運輸資產攤銷增加以及Emera Energy現有頭寸的變化。年初至今，與2021年同期的1.24億美元相比，MTM的税後虧損減少了2800萬美元，降至9600萬美元，這是由於2022年MTM虧損的更大逆轉，部分被天然氣運輸資產的更高攤銷和Emera Energy 2022年現有頭寸的變化所抵消。

6

綜合財務亮點

對於			截至三個月								截至六個月
數百萬美元			6月30日								6月30日
調整後淨收益		2022				2021				2022				2021
佛羅裏達電力公司		$	161			$	125			$	273			$	208
加拿大電力公司			39				44				137				132
天然氣公用事業和基礎設施			39				34				116				114
其他電力設施			8				-				9				7
其他			(91)				(66)				(137)				(81)
調整後淨收益		$	156			$	137			$	398			$	380
MTM虧損， 税後			(223)				(154)				(96)				(124)
NSPML無法收回的成本			-				-				(7)				-
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$	(67)			$	(17)			$	295			$	256

下表突出顯示了2021年至2022年調整後淨收入的重大變化：

對於			截至三個月				截至六個月
數百萬美元		6月30日				6月30日
調整後淨收入2021年		$	137			$	380
運營實體績效
坦帕電氣的收益增加，原因是2022年1月生效的費率上調導致收入增加，有利的天氣和客户增長，但部分被更高的運營、維護和一般費用(OM&G？)所抵消			36				65
年初至今，NSPI的收益因銷售量增加而增加，但部分被OM&G增加(主要是由於風暴成本上升以及信息技術和發電成本增加)所抵消			(1)				8
Emera能源服務(EES)的收益同比下降，反映了2021年的冬季風暴URI，導致利潤率增加			(4)				(16)
公司
2021年因發行優先股而增加的優先股股息			(4)				(9)
税前匯兑損失增加，主要是由於2021年現金流對衝的已實現收益			(11)				(13)
由於長期薪酬和相關對衝的時間安排，增加了OM&G，税前			(4)				(19)
其他差異			7				2
調整後淨收入2022年		$	156			$	398

有關可報告分部捐款的更多細節，請參閲財務要點部分。

對於			截至6月30日的六個月
數百萬美元		2022				2021
營運資本變動前的營運現金流		$	746			$	684
營運資金變動			(73)				(53)
營運現金流		$	673			$	631
投資現金流		$	(1,030)			$	(993)
融資現金流		$	238			$	320
有關現金流的進一步討論，請參閲《合併現金流要點》部分。
截至			6月30日				12月31日
數百萬美元		2022				2021
總資產		$	36,231			$	34,244
長期債務總額(包括本期部分)		$	15,482			$	14,658

7

合併損益表要點

對於			截至三個月												截至六個月
數百萬美元			6月30日												6月30日
(每股金額除外)			2022				2021				方差				2022				2021				方差
營業收入		$	1,380			$	1,137			$	243			$	3,395			$	2,749			$	646
運營費用			1,389				1,107				(282)				2,825				2,282				(543)
營業收入		$	(9)			$	30			$	(39)			$	570			$	467			$	103
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$	(67)			$	(17)			$	(50)			$	295			$	256			$	39
調整後淨收益		$	156			$	137			$	19			$	398			$	380			$	18
普通股加權平均流通股(百萬股)(1)			264.4				255.8				8.6				263.1				254.6				8.5
普通股每股收益(虧損)基本		$	(0.25)			$	(0.07)			$	(0.18)			$	1.12			$	1.01			$	0.11
稀釋後每股普通股收益(虧損)		$	(0.25)			$	(0.07)			$	(0.18)			$	1.12			$	1.01			$	0.11
調整後每股普通股收益基本		$	0.59			$	0.54			$	0.05			$	1.51			$	1.49			$	0.02
宣佈的每股普通股股息		$	0.6625			$	0.6375			$	0.0250			$	1.3250			$	1.2750			$	0.0500
調整後的EBITDA		$	589			$	529			$	60			$	1,274			$	1,210			$	64

(1)自2022年2月10日起，遞延股份單位不再能夠以股份結算，因此被排除在已發行普通股的加權平均股份之外。

營業收入

2022年第二季度，營業收入比2021年第二季度增加了2.43億美元，如果不包括9900萬美元的MTM虧損，則增加了3.42億美元。年初至今2022年，營業收入比2021年增加6.46億美元，如果不減少MTM虧損4300萬美元，則增加6.03億美元。這兩個時期的增長是由於NMGC、Tampa Electric、PGS和BLPC的燃料成本回收增加，2022年1月生效的新費率，Tampa Electric的有利天氣和客户增長，以及NSPI的銷售量增加。這些 增長被反映2021年冬季風暴URI的EES的營銷和交易保證金下降部分抵消，導致保證金增加。

運營費用

2022年第二季度，運營費用增加了2.82億美元，年初至今2022年，與2021年同期相比增加了5.43億美元。這兩個時期的增長都是由於受監管的公用事業公司的天然氣和燃料價格上漲，以及坦帕電氣、NSPI和公司的OM&G增加。

淨收益和調整後淨收益

2022年第二季度，與2021年第二季度相比，普通股股東應佔淨收益受到税後MTM虧損增加6900萬美元的不利影響。如果沒有不利的MTM變化，調整後的淨收入增加了1900萬美元。這一增長主要是由於坦帕電氣的收益貢獻增加，但被2021年公司現金流對衝的已實現收益部分抵消。

年初至今2022年，與2021年同期相比，普通股股東應佔淨收益受到税後MTM虧損減少2800萬美元的有利影響，受到NSPML無法收回的700萬美元成本的不利影響。如果沒有這些變化，調整後的淨收入增加了1800萬美元。這一增長主要是由於坦帕電氣公司和NSPI公司的收益貢獻增加。這些部分被 由於長期薪酬和相關對衝的時機而增加的公司OM&G、較低的EES收益貢獻、2021年實現的公司現金流對衝收益以及2021年因發行優先股而增加的優先股股息所部分抵消。

8

基本每股普通股收益和調整後每股收益

與2021年第二季度相比，2022年第二季度基本普通股每股收益較低，這是由於上文討論的收益下降的影響以及已發行普通股加權平均股份增加的影響。普通股每股收益基本年初至今如上文所述，由於經調整盈利增加，2022年的盈利較高，但部分被加權平均已發行股份增加的影響所抵銷。

2022年第二季度調整後每股普通股收益較高 和年初至今2022年，由於上文討論的收益增加，部分被已發行普通股加權平均股份增加的影響所抵消。

外幣折算的影響

Emera在加拿大、美國和多個加勒比國家開展業務，因此產生以當地貨幣計價的收入和費用，並轉換為CAD進行財務報告。換算率的變化，特別是美元對加元的 值的變化，可能會對結果產生積極或不利的影響。

總體而言，Emera的收益受益於CAD走弱，而受到CAD走強的不利影響。任何時期的影響都受到匯率變化、海外業務收益的時機和百分比以及外匯現金流對衝管理外匯收益敞口的影響的推動。

境外業務的業績按加權平均匯率折算，境外業務的資產和負債按 期末匯率折算。2022年和2021年加元/美元相關匯率如下：

		截至6月30日的三個月								截至六個月 6月30日								截至的年度 12月31日
對於		2022				2021				2022				2021				2021
加權平均加元/美元		$	1.27			$	1.25			$	1.27			$	1.27			$	1.26
期末加元/美元		$	1.29			$	1.24			$	1.29			$	1.24			$	1.27

下表包括Emera的重要部門，其對調整後淨收入的貢獻以美元計價。

對於		截至6月30日的三個月								截至六個月 6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
佛羅裏達電力公司		$	126			$	102			$	214			$	167
天然氣公用事業和基礎設施(1)			21				21				79				77
其他電力設施			6				-				7				6
其他細分市場(2)			(38)				(37)				(50)				(39)
總計(3)		$	115			$	86			$	250			$	211

(1)包括PGS、NMGC、SeaCoast和M&NP的美元淨收入。

(2)包括Emera Energy、Bear Swamp和Emera Inc.以美元計價債務的利息支出

(3)截至2022年6月30日的三個月税後MTM虧損1.73億美元(2021年-1.19億美元)和截至2022年6月30日的六個月税後MTM虧損7000萬美元(2021年-9600萬美元)。

外匯匯率變動對第二季度淨收入和年初至今2022年是最小的。CAR的減弱使第二季度調整後的淨收入增加了700萬美元 和年初至今2022年(包括本季度和年初至今與2021年同期相比，其他部門的外匯對衝的影響)。

9

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，以滿足客户的需求，同時維護其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對Emera運營的服務地區產生了不同程度的影響，但綜合而言，新冠肺炎預計在2022年不會產生實質性的財務影響。有關新冠肺炎及其未來對Emera及其業務的潛在影響的更多信息，請參閲Emera 2021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。

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

坦帕電氣預計2022年的淨資產收益率在其範圍內。2022年1月1日生效的新基本利率預計將導致2022年美元收益高於2021年的 。坦帕電氣預計，2022年客户增長率將與2021年持平，這反映了佛羅裏達州目前的經濟增長。

坦帕電氣2021年和解協議允許該公司因30年期美國國債收益率上升而要求增加收入和淨資產收益率。2022年7月1日，坦帕電力公司請求FPSC將其年基本費率提高1000萬美元，並增加淨資產收益率。如果獲批，新的中間價淨資產收益率將為10.20%，區間為9.25%至 11.25%。預計FPSC將在2022年8月做出決定。

坦帕電力公司於2022年1月19日提出的中程燃料調整請求於2022年3月1日獲得批准。費率上調從2022年4月的第一個計費週期起生效，涵蓋了1.69億美元的更高燃料和容量成本，並將在2022年4月1日至2022年12月期間分攤到客户 賬單上。

2022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(2021年為12億美元)，包括建設期間使用的資金津貼(AFUDC)。資本項目包括繼續對Big Bend發電站進行現代化改造、太陽能投資、電網現代化、風暴加固投資和運營基礎設施。

加拿大電力公司

加拿大電力公司包括NSPI和Emera Newfinland&Labrador Holdings Inc.(enl？)。NSPI是一家垂直整合的監管電力公用事業公司，從事電力的生產、傳輸和分配，是新斯科舍省客户的主要電力供應商。ENL是一家控股公司，在NSPML和LIL擁有股權投資，這兩項輸電投資 與開發拉布拉多丘吉爾河下游穆斯克拉特瀑布的824兆瓦水力發電設施有關。

NSPI

NSPI預計2022年的收益將在其允許的ROE範圍內，並預計收益將與2021年持平。比正常天氣更熱的天氣對NSPI在2021年的銷售量造成了不利影響。NSPI預計銷量將高於2021年。

10

NSPI目前在一項為期三年的燃料穩定計劃下運作，該計劃導致平均每年總體增長率為1.5%，以收回2020年至2022年期間的燃料成本。2022年的費率包括大約1.62億美元與海上連接成本的回收有關(在下文的ENL，NSPML部分中討論)。

2022年1月27日，NSPI向UARB提交了一般費率申請(GRAä)，該申請隨後於2022年2月18日進行了修訂。GRA提出了2022年至2024年的費率穩定計劃，其中包括根據燃料調整機制(FAM)在2022年8月1日、2023年1月1日和2024年1月1日每年增加2.8%的平均基本費率和每年0.8%的平均燃油費率。擬議税率將導致2022年年化增量收入(基本税率和燃料税)增加5200萬美元(與2022年8月1日至2022年12月31日相關的2100萬美元 )、2023年5400萬美元和2024年5600萬美元。任何批准的增加的有效時間將由UARB決定。這件事的聽證會定於2022年9月舉行，UARB預計將在今年晚些時候做出決定。

來自可再生能源的能源增加了，從2021年8月15日開始，納爾科能源公司(Nalcor Energy)從馬斯喀特瀑布水電項目 開始承擔區塊交付義務。Nalcor有義務在35年內每年向NSPI提供約900GWh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。Nalcor的LIL的最終調試已經經歷了延遲。在調試的最後 階段，供應將中斷，任何由此產生的交付短缺都將在公司同意的日期交付。從2022年9月開始，NSPI可以選擇通過能源訪問協議從Nalcor購買額外的 市價能源。根據能源准入協議，納爾科有義務每年向NSPI提供平均至少1.2太瓦時的能源。Nalcor正在努力實現LIL在2022年的最終調試。

2022年，NSPI預計將投資5.65億美元(2021年為3.88億美元)，其中包括AFUDC，主要用於支持系統可靠性、更新水電基礎設施和增加可再生能力的資本項目。

環境立法和法規

NSPI受加拿大政府和新斯科舍省制定的環境法律和法規的約束。NSPI繼續與兩級政府合作，遵守這些法律和法規，以最大限度地提高排放控制措施的效率，並將客户成本降至最低。NSPI預計，在NSPI的監管框架下，為實現法定合規而謹慎產生的成本是可以收回的。NSPI面臨與實現與氣候和環境有關的立法要求相關的風險，包括不遵守的風險，這可能對NSPI的業務和財務業績產生不利影響。有關這些風險和環境法律法規的進一步討論，請分別參考Emera 2021年度MD&A的企業風險和風險管理以及加拿大電力公用事業展望 商業概述和展望。以下概述了與省和聯邦環境法律法規相關的最新發展。

新斯科舍省總量管制與交易計劃規定：

2022年第一季度，NSPI根據新斯科舍省獲得了2022年授予的排放限額 總量管制與交易計劃規定。這些津貼將在2022年結束的最初四年遵從期內分配。除了已給予的補貼外，NSPI被允許從省政府購買省級拍賣或儲備信用額度的最多5%，這些信用額度預計將以溢價定價。

11

新斯科舍省可再生能源法規：

根據省級立法的可再生能源條例，替代合規計劃要求NSPI在2020年至2022年期間實現可再生能源產生的電力銷售的40%。由於NS區塊的交付時間晚於預期，以及LIL延遲導致供應進一步中斷，NSPI預計無法實現替代合規計劃的 要求。可再生能源條例要求NSPI以適當勤勉的方式採取行動。如果NSPI被發現沒有以適當的勤勉方式行事，它可能被處以最高1,000萬美元的罰款。

Enl

如果沒有NSPML不可收回的成本，NSPML和LIL的股權收益預計在2022年與2021年持平。NSPML和LIL投資都被記錄為投資，受到Emera簡明合併資產負債表的重大影響。

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組成部分。

Sea Link資產於2018年1月15日投入使用，實現了紐芬蘭和新斯科舍省之間的能源傳輸，提高了可靠性和輔助效益，並支持這兩個省的能源效率和可靠性。有關NS Block的更多信息，請參閲上面的NSPI部分。

2022年8月3日，NSPML向UARB提交了一份申請，要求收回2023年約1.64億美元的海上鍊路成本。預計將在2022年第4季度做出決定。

2022年2月，UARB發佈了其決定和董事會命令，批准NSPML要求的費率基數約為18億美元 減去約900萬美元的成本(税後700萬美元)，否則如果由NSPI產生，這些成本將無法收回。NSPML還獲準從NSPI收取1.68億美元(2021年-1.72億美元)，用於在2022年收回海上連接成本。這受2022年4月至12月每月最高200萬美元的扣款限制，具體取決於收到至少90%的NS Block交付，包括 補充能源交付和替代能源成本。

NSPML預計2022年不會有任何重大資本投資(2021年為600萬美元)。

李爾

Enl是Nalcor在LIL的有限合夥人。LIL的建設已經完成，納爾科正在努力實現2022年的最終調試。

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7.1億美元，其中包括4.1億美元的股權出資和3億美元的累計股權收益。在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。

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。

12

天然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管道和Emera在M&NP的非整合投資 。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的採購、分銷和銷售。NMGC是一家受州內監管的天然氣分銷公用事業公司，從事購買、輸送、分銷和銷售天然氣，為新墨西哥州的客户提供服務。海岸是一家受監管的州內天然氣傳輸公司，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，將重新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2022年天然氣公用事業和基礎設施美元的收益將高於2021年，主要原因是客户增長和PGS累計折舊的逆轉，如下所述。

PGS預計2022年的收益將在其允許的ROE範圍內，並預計利率基數和美元收益將高於2021年。PGS預計2022年客户增長有利，2022年住宅和商業銷售量預計將以與客户增長一致的水平增長。PGS匯率案件和解於2020年11月獲得批准， 還提供了到2023年總共逆轉3400萬美元累計折舊的能力。截至2022年6月，PGS扭轉了1000萬美元的累計貶值。剩餘累計折舊的沖銷預計將在2022年和2023年期間發生。

NMGC預計2022年的收益低於其授權的ROE，並預計利率基數將高於2021年。NMGC預計，客户增長率將與歷史趨勢一致。

2021年12月13日，NMGC向NMPRC提起費率訴訟，要求 新費率於2023年1月生效。2022年5月20日，NMGC向NMPRC提交了一份無異議和解協議，要求增加1900萬美元的年度基礎收入。擬議費率反映了增加的運營成本以及對管道和相關基礎設施的資本投資的回收。2022年6月舉行了聽證會，NMPRC預計將在2022年第四季度做出決定。

2018年，SeaCoast簽署了一項為期34年的協議，通過一條21英里、30英寸的橫向管道提供長期的公司天然氣運輸服務。管道支線的租賃從2022年1月1日開始。

2022年，天然氣公用事業和基礎設施部門的資本投資預計約為4.85億美元(2021-4.07億美元)，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將繼續進行投資，以保持其系統的可靠性。

其他電力設施

其他電力公用事業公司包括Emera(加勒比)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以及聖盧西亞島Lucelec 19.5%的權益，這是按股權計算的。

其他電力公用事業公司2022年的收益預計將比前一年有所增長，原因是GBPC和BLPC的基本利率較高導致收益增加，以及當地經濟繼續從新冠肺炎的影響中復甦。

2022年3月31日，Emera完成了其在多米尼克電力服務有限公司(Domlec)的51.9%權益的出售，所得收益接近賬面價值。Domlec於2022年第一季度被納入另一個電氣部門。這筆交易沒有對收益產生實質性影響。

13

2022年1月14日，GBPA發佈了關於GBPC利率申請的決定。批准的350萬美元年收入增長從2022年4月1日開始。

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，以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，並在獲得批准後每年增加約2300萬美元的非燃料收入。申請包括對65%的允許股權資本結構提出12.50%的允許監管ROE的請求。BLPC預計聯邦貿易委員會將在2022年做出決定和新的利率。

2022年，其他電力公用事業部門的資本投資預計為6500萬美元(2021年為8800萬美元)，主要用於更高效、更清潔的發電來源，包括可再生能源和電池存儲。

其他

其他分部包括在正常年度低於作為單獨分部報告所需門檻的業務運營；以及未直接分配給Emera子公司和投資的企業支出和收入項目。

其他部門的業務包括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以及位於馬薩諸塞州西北部的633兆瓦抽水蓄能水電站Bear Swamp 50.0%的合資企業的股權投資組成。ETL是一家全資擁有的科技公司，專注於尋找向客户提供可再生和有彈性的能源的方法。

其他類別中包括的公司項目包括某些公司範圍的職能，包括行政管理、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、特定資產銷售的損益以及公司人力資源活動。它包括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。它還包括未直接分配給Emera子公司和投資的與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保證金機會。這項業務是季節性的，第一季度和第四季度通常提供最大的盈利機會。EES通常預計將在其指導範圍內實現1500萬美元至3000萬美元(4500萬美元至7000萬美元的保證金)的年度調整後淨收入。

預計2022年來自其他部門的調整後淨虧損將更高，這是由於公司OM&G較高，這主要是由於長期薪酬和相關對衝的時機、EES回到正常收益範圍、2021年現金流對衝實現的外匯收益以及額外的優先股息。預計這將被因淨虧損增加而減少的税收部分抵消。

另一部分預計2022年不會有任何重大資本投資(2021年為100萬美元)。

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合併資產負債表亮點

簡明綜合資產負債表在2021年12月31日至2022年6月30日期間的重大變化包括：

數百萬美元		增加(減少)				解釋
資產
現金和現金等價物		$	(119)			減少的原因是受監管的公用事業公司增加了對房地產、廠房和設備的投資以及普通股的股息。這些由業務現金和承諾信貸安排項下的淨收益部分抵消
庫存			53			增加的原因是Emera Energy的大宗商品價格上漲，以及Tampa Electric的材料和供應庫存增加
衍生工具(當前和長期)			346			增加的原因是NSPI大宗商品價格上漲以及Emera Energy 2021年合同被取消，但被NSPI的和解部分抵消
監管資產(流動資產和長期資產)			355			增加的原因是坦帕電氣的成本回收條款增加，NSPI的FAM延期增加，以及NSPI和坦帕電氣的遞延所得税監管資產增加。NMGC 2021年冬季賽事的天然氣成本回收部分抵消了這一影響
應收賬款和其他資產 (當前和長期)			425			增加的原因是Emera Energy的天然氣運輸資產和現金抵押品增加，Tampa Electric、Emera Energy和NSPI的貿易應收賬款增加，以及NSPI需要預付所得税和相關利息以及省級代税贈款的時間安排
財產、廠房和設備，累計折舊和攤銷後的淨額			670			增加的原因是坦帕電氣、PGS和NSPI的增加，以及較弱的CAD對Emera外國附屬公司翻譯的影響。這些已被銷售型租賃開始時重新分類的海岸管道支線部分抵消。
直接融資型和銷售型租賃的淨投資			103			由於海岸管道租賃的開始而增加
商譽			93			由於較弱的CAD對Emera海外附屬公司的翻譯的影響而增加
負債與權益
短期債務和長期債務(含本期部分)		$	526			增加的原因是Emera和Tampa Electric承諾的信貸安排淨髮放，以及較弱的CAD對Emera在國外的聯屬公司的翻譯的影響。NSPI承諾信貸安排項下的還款部分抵銷了這部分資金。
應付帳款			275			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，但由於業務的季節性，Emera Energy的交易量較低，部分抵消了這一增長
衍生工具(當前和長期)			388			由於2022年的新合同和現有頭寸的變化而增加，但被Emera Energy 2021年合同的逆轉部分抵消
監管責任(流動和長期)			250			由於NSPI衍生品工具相關的延期而增加
其他負債(流動和長期負債)			183			增加的原因是NSPI應計的排放合規費用以及坦帕電力公司與太陽能項目相關的更高的投資税收抵免
普通股			267			增加是由於Emera的自動櫃員機股權計劃和根據股息再投資計劃發行的股票
累計其他綜合收益			117			由於較弱的CAD對Emera海外附屬公司的翻譯的影響而增加
留存收益			(53)			因支付的股息超過淨收入而減少

15

發展動向

委任

自2022年7月1日起，Michael Barrett被任命為Emera執行副總裁總裁兼總法律顧問。巴雷特先生最近擔任Emera的總法律顧問。

自2022年6月30日起，Bruce Marchand被任命為Emera的首席風險和可持續發展官。Marchand先生最近擔任Emera的首席法律和合規官。

金融亮點

佛羅裏達電力公司

除非另有説明，否則所有金額均以美元報告。

		截至三個月								截至六個月
對於						6月30日								6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
營業收入受監管 電氣		$	663			$	532			$	1,173			$	979
用於發電和購買的受管制燃料		$	225			$	156			$	361			$	284
對綜合淨收入的貢獻		$	126			$	102			$	214			$	167
對綜合淨收入的貢獻 加元		$	161			$	125			$	273			$	208
對每股普通股合併收益的貢獻 基本單位加元		$	0.61			$	0.49			$	1.04			$	0.82
淨收入加權平均匯率 加元/美元		$	1.28			$	1.22			$	1.27			$	1.24

淨收入

下表總結了淨收入變化的要點：

對於 數百萬美元 美元		截至6月30日的三個月				截至六個月 6月30日
對綜合淨收入的貢獻 2021年			$ 102				$ 167
營業收入增加見下文《規定的營業收入》			131				194
增加發電燃料和購買的電力，請參閲下面的發電和購買電力的監管燃料			(69)				(77)
由於延期條款回收的時間安排、較高的輸電和配電、保險和福利成本，OM&G費用增加			(9)				(28)
因增加設施和發電項目投入使用而增加的折舊和攤銷			(4)				(6)
由於發電廠現代化和太陽能項目的時機安排，AFUDC的收入減少			(4)				(7)
所得税支出增加，主要是由於所得税撥備前收入增加所致			(17)				(25)
其他			(4)				(4)
對綜合淨收入的貢獻 2022			$ 126				$ 214

外匯匯率變動的影響使截至2022年6月30日的三個月和六個月的加元收益分別增加了700萬美元和600萬美元。

16

受監管的電力公司的營業收入

2022年第二季度，電力收入增加了1.31億美元，達到6.63億美元，而2021年第二季度為5.32億美元。年初至今2022年，電力收入增加了1.94億美元，達到11.73億美元，而2021年同期為9.79億美元。這兩個時期的增長都是由於燃料成本增加、2022年1月生效的新費率、有利的天氣和客户增長導致燃料回收條款收入增加。

電力收入和銷售量 按客户類別彙總如下：

用於發電和購買電力的受管制燃料

2022年第二季度，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了6900萬美元，達到2.25億美元，而2021年第二季度為1.56億美元，年初至今2022年，增加了7700萬美元，達到3.61億美元，而2021年同期為2.84億美元。這兩個時期的增長主要是由於天然氣價格上漲。

2022年第二季度每兆瓦時平均燃料成本(MWh)從2021年第二季度的每兆瓦時28美元增加到每兆瓦時39美元。年初至今，每兆瓦時平均燃料成本增至每兆瓦時35美元，而2021年同期為每兆瓦時29美元。這兩個時期的增長主要是由於天然氣價格上漲。

17

加拿大電力公司

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
營業收入受監管 電氣		$	375			$	341			$	884			$	784
發電和購電的管制燃料 (1)		$	235			$	173			$	538			$	385
股權投資收益(2)		$	24			$	27			$	51			$	53
對合並調整後淨收入的貢獻		$	39			$	44			$	137			$	132
NSPML無法收回的成本		$	-			$	-			$	(7)			$	-
對綜合淨收入的貢獻		$	39			$	44			$	130			$	132
對合並調整後每股普通股收益的貢獻 基本		$	0.15			$	0.17			$	0.52			$	0.52
對每股普通股合併收益的貢獻 基本		$	0.15			$	0.17			$	0.49			$	0.52

(1)受監管的發電和購買電力燃料包括NSPI的FAM和簡明綜合損益表中的固定成本遞延，但不包括在分部概述中。

(2)股票投資收入不包括截至2022年6月30日(2021年為零)的六個月的NSPML税後不可收回成本700萬美元。

下表彙總了加拿大電力公司對合並調整後淨收入的貢獻：

對於		截至6月30日的三個月								截至6月30日的六個月
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
NSPI		$	17			$	18			$	88			$	80
NSPML的股權投資			10				14				23				27
LIL的股權投資			12				12				26				25
對合並調整後淨收入的貢獻		$	39			$	44			$	137			$	132

淨收入

下表總結了淨收入變化的要點：

對於		截至三個月				截至六個月
數百萬美元		6月30日				6月30日
對綜合淨收入的貢獻：2021年		$	44			$	132
營業收入增加見下文《營業收入和監管電氣》			34				100
增加發電燃料和購買的電力，請參閲下面的發電和購買電力的監管燃料			(62)				(153)
由於本期燃料費用回收不足，FAM和固定費用延期增加			33				75
主要由於風暴成本增加以及信息技術和發電成本增加，OM&G費用增加			(7)				(20)
NSPML無法收回的成本			-				(7)
其他			(3)				3
對綜合淨收入的貢獻 2022		$	39			$	130

NSPI

營業收入受到監管 電氣

與2021年第二季度的3.41億美元相比，2022年第二季度的運營收入增加了3400萬美元，達到3.75億美元。年初至今2022年，營業收入增加1億美元，達到8.84億美元，而2021年同期為7.84億美元。這兩個時期的增長主要是由於從工業客户那裏回收的燃料成本增加，以及住宅和商業類別的銷售量增加。

18

電力收入和銷售量按客户類別彙總如下：

用於發電和購買電力的受管制燃料

2022年第二季度，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了6200萬美元，達到2.35億美元，而2021年第二季度為1.73億美元，以及年初至今2022年增加了1.53億美元，達到5.38億美元，而2021年同期為3.85億美元。這兩個時期的增長都是由於確認為新斯科舍省一部分的撥備增加。總量管制與交易計劃、商品價格上漲和銷售量增加，但部分被代際結構的變化所抵消。

關於新斯科舍省的規定總量管制與交易截至2022年6月30日的三個月計劃為3,900萬美元(2021年為100萬美元)，截至2022年6月30日的六個月為1.12億美元(2021年為300萬美元)。此非現金應計項目 表示2019年至2022年合規期內獲取排放信用的估計未來成本。這些成本是根據合規期的預測排放量進行估計的，並對從馬斯喀特瀑布收到的2022年剩餘時間的能源預測和實際排放情況的變化很敏感。

每兆瓦時平均燃料成本在2022年第二季度上升至每兆瓦時94美元，而2021年第二季度為每兆瓦時71美元。年初至今2022年，每兆瓦時平均燃料成本從2021年的每兆瓦時68美元增加到每兆瓦時91美元。這主要是由於確認為新斯科舍省一部分的撥備增加總量管制與交易計劃和提高商品定價。這一增長部分被世代結構的有利變化所抵消。

由於本期燃料成本回收不足，NSPI的FAM監管資產餘額從2021年12月31日的1.45億美元增加到2022年6月30日的2.71億美元，增幅為1.26億美元。

19

天然氣公用事業和基礎設施

除非另有説明，所有金額均以美元報告。

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
受監管氣體的營業收入(1)		$	266			$	198			$	664			$	510
營業收入不受監管			3				4				6				7
營業總收入		$	269			$	202			$	670			$	517
天然氣管制成本		$	116			$	55			$	318			$	179
股權投資收益		$	3			$	4			$	7			$	8
對綜合淨收入的貢獻		$	31			$	28			$	92			$	91
對綜合淨收入的貢獻		$	39			$	34			$	116			$	114
對每股普通股合併收益的貢獻基本 每股CAD		$	0.15			$	0.13			$	0.44			$	0.45
淨收益加權平均匯率：加元/美元		$	1.28			$	1.23			$	1.27			$	1.26

(1)受監管天然氣的營業收入包括截至2022年6月30日的三個月來自Brunswick管道的1200萬美元(2021年至1200萬美元)的財務收入和截至2022年6月30日的6個月的2300萬美元(2021年至2300萬美元)；然而，它不包括在以下天然氣收入分析中。

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								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
PGS		$	19			$	19			$	49			$	46
NMGC			(2)				(2)				17				22
其他			14				11				26				23
對綜合淨收入的貢獻		$	31			$	28			$	92			$	91

淨收入

下表總結了淨收入變化的要點：

對於		截至三個月				截至六個月
數百萬美元		6月30日				6月30日
2021年對綜合淨收入的貢獻		$	28			$	91
天然氣運營收入增加見下文《受監管的天然氣運營收入》			68				154
天然氣銷售成本增加，請參閲下面的《天然氣監管成本》			(61)				(139)
主要由於PGS的勞動力、福利和承包商成本增加，導致OM&G費用增加			(3)				(10)
因沖銷PGS的累計折舊而減少的折舊和攤銷費用，但因資產增長而增加而部分抵消			3				6
其他			(4)				(10)
對綜合淨收入的貢獻：2022年		$	31			$	92

外匯匯率變化對截至2022年6月30日的三個月和六個月的加元收益的影響微乎其微。

20

營業收入：受監管的天然氣

2022年第二季度，天然氣公用事業和基礎設施的運營收入增加了6800萬美元，達到2.66億美元，而2021年第二季度和年初至今2022年增加了1.54億美元，達到6.64億美元，而2021年同期為5.1億美元。這兩個時期的增長是由於PGS和NMGC的購買天然氣調整條款收入增加，原因是天然氣價格上漲，以及PGS的基本收入由於系統外銷售和客户增長的增加而增加。

天然氣收入和銷售量按客户類別彙總如下：

天然氣管制成本

2022年第二季度，天然氣的監管成本增加了6100萬美元，達到1.16億美元，而2021年第二季度和年初至今2022年增加了1.39億美元，達到3.18億美元，而2021年同期為1.79億美元。這兩個時期的增長都是由於PGS和NMGC的天然氣價格上漲。

下表總結了按類型劃分的天然氣銷售情況：

21

其他電力設施

除非另有説明，所有金額均以美元報告。

對於		截至三個月 6月30日								截至六個月 6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
營業收入-受監管的電力		$	102			$	87			$	196			$	161
發電和購電用受管制燃料		$	61			$	44			$	111			$	77
對合並調整後淨收入的貢獻		$	6			$	-			$	7			$	6
對合並調整後淨收入的貢獻		$	8			$	-			$	9			$	7
股權證券MTM虧損		$	(2)			$	(1)			$	(4)			$	(1)
對綜合淨收入(虧損)的貢獻		$	4			$	(1)			$	3			$	5
對綜合淨收入(虧損)的貢獻加元		$	5			$	(1)			$	4			$	6
對合並調整後每股普通股收益的貢獻基本加元		$	0.03			$	-			$	0.03			$	0.03
對每股普通股合併收益的貢獻基本加元		$	0.02			$	-			$	0.02			$	0.02
淨收入加權平均匯率加元/美元		$	1.28			$	1.31			$	1.29			$	1.25

下表彙總了其他電力公用事業公司對綜合調整後淨收入的貢獻：

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
BLPC		$	1			$	-			$	3			$	2
GBPC			1				-				3				5
其他			4				-				1				(1)
對合並調整後淨收入的貢獻		$	6			$	-			$	7			$	6

不包括MTM的變化，2022年第二季度其他電力公用事業公司對綜合淨收入的CAD貢獻為800萬美元，而2021年第二季度為零。年初至今，與2021年的700萬美元相比，2022年的民航局捐款增加了200萬美元，達到900萬美元。 這兩個時期的增長都是由於2016年收購非控股權益的無人認領現金的返還、BLPC銷售額的增加以及利息支出的下降。與去年同期相比，這一增長被2021年確認的颶風多利安保險收益部分抵消。

外匯匯率變動對截至2022年6月30日的三個月和六個月的加元收益的影響微乎其微。

受監管的電力公司的營業收入

2022年第二季度的營業收入增加了1500萬美元，達到1.02億美元，而2021年第二季度的營業收入為8700萬美元。年初至今，與2021年同期的1.61億美元相比，收入增加了3500萬美元，達到1.96億美元。這兩個時期的增長都是由於燃料價格上漲導致BLPC的燃料收入增加。

2022年第二季度的電力銷售量為302 GWh，而2021年第二季度為306 GWh。 年初至今，電力銷售量為609GWh，而2021年同期為595GWh。

22

用於發電和購買電力的受管制燃料

2022年第二季度，用於發電和購買電力的受監管燃料增加了1700萬美元，達到6100萬美元，而2021年第二季度為4400萬美元。年初至今2022年，受監管的發電燃料和購買的電力增加了3400萬美元，達到1.11億美元，而2021年為7700萬美元。 這兩個時期的增長都是由於BLPC燃料價格上漲。

其他

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
百萬美元(每股除外)		2022				2021				2022				2021
營銷及交易保證金(1)(2)		$	(2)			$	-			$	47			$	67
其他不受監管的營業收入			3				9				10				17
營業總收入不受監管		$	1			$	9			$	57			$	84
股權投資收益		$	3			$	4			$	7			$	11
對合並調整後淨虧損的貢獻		$	(91)			$	(66)			$	(137)			$	(81)
MTM虧損，税後 (3)			(220)				(153)				(91)				(123)
對合並淨虧損的貢獻		$	(311)			$	(219)			$	(228)			$	(204)
對合並調整後每股普通股收益的貢獻 基本		$	(0.34)			$	(0.26)			$	(0.52)			$	(0.32)
對每股普通股合併收益的貢獻 基本		$	(1.18)			$	(0.86)			$	(0.87)			$	(0.80)

(1)銷售及交易保證金指EES買賣天然氣及電力、管道及儲存能力成本及能源資產管理服務收入。

(2)營銷和交易保證金不包括MTM虧損、2022年第二季度税前3.07億美元(2021年虧損2.05億美元)和1.17億美元的虧損年初至今 (2021 – $167 million loss).

(3)扣除截至2022年6月30日的三個月(2021年為6,200萬美元)和截至2022年6月30日的六個月的3,700萬美元(2021年為4,900萬美元)的所得税淨額。

下表彙總了其他項目對綜合調整後淨收入的貢獻：

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
埃默拉能源		$	(6)			$	(1)			$	21			$	42
公司繳費請參閲下文調整後繳費明細表			(79)				(61)				(146)				(115)
Emera技術公司			(5)				(3)				(10)				(6)
其他			(1)				(1)				(2)				(2)
對合並調整後淨虧損的貢獻		$	(91)			$	(66)			$	(137)			$	(81)

23

淨收入

下表總結了 淨收入變化的要點：

對於		截至三個月				截至六個月
數百萬美元		6月30日				6月30日
對綜合淨虧損的貢獻2021年		$	(219)			$	(204)
營銷和交易保證金減少參見Emera Energy			(2)				(20)
增加OM&G，税前，主要是由於長期薪酬和相關對衝的時間安排			(4)				(19)
税前匯兑損失增加，主要是由於2021年現金流對衝的已實現收益			(11)				(13)
所得税回收增加，主要是由於撥備所得税前虧損增加所致			5				17
2021年第二季度和第三季度因發行優先股而增加的優先股股息			(4)				(9)
MTM虧損環比增加，主要原因是2022年天然氣運輸資產的攤銷增加，以及現有頭寸的變化，但部分被2021年現金流對衝匯兑損失的沖銷所抵消。税後MTM虧損同比減少，主要是由於2022年MTM虧損的較大逆轉和2021年現金流對衝匯兑虧損的逆轉，但部分被天然氣運輸資產的更高攤銷和Emera Energy 2022年現有頭寸的變化所抵消。			(67)				32
其他			(9)				(12)
對綜合淨虧損的貢獻2022年		$	(311)			$	(228)

埃默拉能源

營銷和交易保證金 在2022年第二季度減少了200萬美元，虧損200萬美元，而2021年第二季度為零。與2021年同期相比，2022年第二季度天然氣價格大幅上漲，然而，天氣不太有利，這減少了 機會。

年初至今2022年，與2021年同期的6700萬美元相比，營銷和交易保證金減少了2000萬美元至4700萬美元，反映了2021年的冬季風暴URI，導致保證金增加。

公司

下表彙總了公司調整後的虧損：

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
運營費用(1)		$	21			$	17			$	36			$	17
利息支出			68				66				133				134
所得税追回			(24)				(21)				(45)				(39)
優先股息			15				11				31				22
其他(2)			(1)				(12)				(9)				(19)
公司調整後淨虧損		$	(79)			$	(61)			$	(146)			$	(115)

(1)營業費用包括OM&G和折舊。2021年，長期薪酬的變化抵消了OM&G和折舊的影響。長期薪酬及相關對衝的價值受到Emera期末股價變動的影響。

(2)2021年包括500萬美元本季度至今和900萬美元年初至今現金流套期保值的已實現外匯收益的百分比，以對衝外匯收益敞口。2022年沒有確認任何收益。

24

流動資金和資本資源

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 根據客户類別中的銷售量和收入而多樣化。Emera的不受監管的業務為該業務提供了不同的收入來源和交易對手。 可能影響公司產生現金能力的情況包括全球宏觀經濟狀況的變化、Emera服務的市場的低迷、燃料商品價格變化對抵押品要求和及時從客户收回燃料成本的影響 失去一個或多個大客户、影響客户費率的監管決定以及監管資產的追回和環境立法的變化。Emera的附屬公司一般有能力向Emera支付現金股息，條件是該等子公司在支付股息後不違反其債務契約(如適用)，並維持其信用指標。

有關新冠肺炎及其未來對Emera流動性和資本資源的潛在影響的信息，請參閲Emera 2021年度MD&A中的業務概述和展望以及流動性和資本資源章節。

Emera未來的流動資金和資本需求將主要用於營運資金需求、持續利率基數投資、業務收購、綠地開發、股息和償債。Emera有84億美元的資本投資計劃 2022-to-2024在此期間(包括在2022年對LIL進行2.4億美元的股權投資)，並有可能在同一時期進行10億美元的額外資本投資。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投資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要獲得監管部門的批准。

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。在公司的某些公用事業公司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自動取款機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38億美元的信貸，其中約12億美元未提取，截至2022年6月30日可用。截至2022年6月30日，該公司持有2.96億美元的現金餘額。有關 的進一步討論，請參閲下面的債務管理部分。有關信貸安排的額外資料，請參閲未經審核簡明綜合中期財務報表附註18及19。

合併現金流亮點

截至2022年6月30日至2021年6月30日的六個月期間，現金流量表簡明綜合報表的重大變化包括：

數百萬美元		2022				2021				變化
現金、現金等價物和受限現金， 期初		$	417			$	254			$	163
提供者(用於)：
營運資本變動前的營運現金流			746				684				62
營運資金變動			(73)				(53)				(20)
經營活動		$	673			$	631			$	42
投資活動			(1,030)				(993)				(37)
融資活動			238				320				(82)
匯率變動對現金、現金等價物和受限現金的影響			(2)				(5)				3
現金、現金等價物和受限現金， 期末		$	296			$	207			$	89

25

經營活動現金流

截至2022年6月30日的6個月，經營活動提供的淨現金增加了4200萬美元，達到6.73億美元，而2021年同期為6.31億美元。

營運資本變動前的運營現金增加了6200萬美元。這一增長主要是由於NMGC的天然氣成本因極端寒冷天氣事件而推遲到2021年，以及坦帕電氣和NSPI的收入增加。這部分被與條款相關的成本回收不足所抵消，這主要是由於坦帕電力公司的天然氣價格上漲，以及NSPI的發電和購買電力的燃料增加。

營運資本的變化使營運現金流同比減少2000萬美元。這一減少是由於Emera Energy的現金抵押品頭寸的不利變化，NSPI和Tampa Electric的應收賬款的不利變化，以及NSPI需要預付所得税和相關利息。這部分被NSPI的現金抵押品頭寸的有利變化和Emera Energy的和解時間所抵消。

投資活動的現金流

截至2022年6月30日的6個月，用於投資活動的淨現金增加了3700萬美元，達到10.3億美元，而2021年同期為9.93億美元。這一增長是由於2022年資本投資的增加。

截至2022年6月30日的六個月，包括AFUDC在內的資本投資為10.65億美元，而2021年同期為10.26億美元。2022年按細分市場劃分的資本投資詳情如下：

•

佛羅裏達電力公司5.86億美元(2021年5.6億美元)；

•

加拿大電力公司1.96億美元(2021年1.56億美元)；

•

2.5億美元：天然氣公用事業和基礎設施(2021年：2.57億美元)；

•

其他電力公用事業公司3100萬美元(2021年5100萬美元)；以及

•

200萬美元與其他(2021年為200萬美元)。

融資活動產生的現金流

在截至2022年6月30日的六個月裏，融資活動提供的淨現金減少了8200萬美元，降至2.38億美元，而2021年同期為3.2億美元。減少的原因是坦帕電氣、PGS和NMGC在2021年發行長期債務的淨收益以及2021年發行優先股的淨收益。這部分抵消了Emera、Tampa Electric和NMGC於2021年償還的長期債務，Tampa Electric和PGS的短期債務淨償還減少，以及Emera承諾的信貸安排淨償還減少。

26

合同義務

截至2022年6月30日，今後五年每年及其後的合同承付款總額如下：

數百萬美元		2022				2023				2024				2025				2026				此後				總計
長期債務本金		$	442			$	590			$	949			$	503			$	3,574			$	9,542			$	15,600
付息義務(一)			330				616				606				584				494				6,664				9,294
交通(2)			310				512				426				357				326				2,680				4,611
購買電力(3)			180				232				245				239				230				2,366				3,492
燃料、氣體供應和儲存			651				396				204				139				34				-				1,424
基本工程項目			388				220				83				1				-				-				692
資產報廢債務			7				7				2				2				1				409				428
長期服務協議(4)			47				60				58				42				36				94				337
養卹金和退休後債務(5)			16				38				34				33				33				168				322
股權投資承諾(6)			240				-				-				-				-				-				240
租約及其他(7)			6				15				14				12				5				117				169
需求側管理			24				1				1				1				-				-				27
長期應付款項			2				5				-				-				-				-				7
		$	2,643			$	2,692			$	2,622			$	1,913			$	4,733			$	22,040			$	36,643

(1)未來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，按2022年6月30日的有效利率計算所有未來期間的利息，包括相關掉期協議下的任何預期需要支付的款項。

(二)各管道燃料運輸和運力採購承諾額。包括一筆1.4億美元的承諾，用於PGS和SeaCoast之間到2040年的天然氣運輸合同。

(3)每年要求從獨立發電商或其他公用事業公司購買電力產品，合同期限各不相同。

(4)某些發電設備的維護、與發電設施相關的服務和風電運營協議，

外包管理計算機和通信基礎設施以及植被管理。

(5)合同債務估計數的計算方法為：當前法律規定的對已登記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有關的估計福利付款 。

(6)Emera承諾在LIL投入使用後向其提供股權。

(7)包括建築物、土地、電信服務和軌道車輛的運營租賃協議、傳輸權和投資承諾。

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Sea Link的費用。2022年2月，UARB發佈了其決定和董事會命令，批准了NSPML要求的約18億美元的費率基數，並批准從NSPI 收取1.68億美元，用於在2022年收回海上鍊路成本。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的批准。

一旦LIL投入使用，Emera和Nalcor之間的商業協議要求True UPS敲定雙方分別與Sea Link和LIL有關的投資義務。

Emera已承諾，如果提出請求，將獲得納爾科的某些傳輸權，使其能夠傳輸紐芬蘭、拉布拉多或新斯科舍省未使用的能源。Nalcor有權將這些能源從新斯科舍省傳輸到新英格蘭能源市場，從2021年8月15日起生效，也就是NS Block Delivery義務開始之日， 持續50年。由於簽訂了轉播權合同，債務包括在上表的租賃和其他合同中。

27

保函和信用證

Emera的擔保和信用證與公司2021年年度MD&A中披露的內容一致，並有如下重大更新：

本公司有金額為1.11億美元(2021年12月31日-1.48億美元)的備用信用證和擔保債券給已向Emera及其子公司提供信貸的第三方。這些信用證和擔保債券通常期限為一年，並根據需要每年續簽。

Emera Inc.已經為ECI的未償還票據提供了6600萬美元的擔保。本擔保將在全額償還債務之日起自動終止。

東元能源根據一份將於2055年12月31日到期的確定服務協議 ，就SeaCoast的履約義務發佈了一份擔保，可由交易對手選擇兩個延期條款，最終到期日為2071年12月31日。如果SeaCoast 未能根據公司服務協議付款或履行合同，擔保金額最高可達1,300萬美元。如果東元能源的長期高級無擔保信用評級被穆迪或標普下調至投資級以下，東元能源將需要由附屬公司提供投資級信用評級的替代擔保，或提供1300萬美元的信用證或現金保證金。

債務管理

除了運營產生的資金外，Emera及其子公司還可根據下表獲得承諾的加元或美元銀團循環和非循環銀行信貸額度。

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			$	540			$	360
TEC(美元)無擔保承諾循環信貸安排 (1)			2026年12月				800				471				329
NSPI無擔保承諾循環信貸安排			2026年12月				600				322				278
TEC(美元)無擔保 非循環設施(2)			2022年12月				500				500				—
緊急情況下無安全保護的非循環設施			2022年12月				400				400				—
東元金融(美元)無擔保承諾循環信貸 貸款			2026年12月				400				275				125
NMGC(美元)無擔保循環信貸安排			2026年12月				125				23				102
NMGC(美元)無擔保 非循環設施			2022年9月				80				80				—
其他(美元)無擔保承諾循環信貸安排			五花八門				21				9				12

(1)該設施可供坦帕電力公司和PGS公司使用。截至2022年6月30日，坦帕電氣使用了3.73億美元，PGS使用了9800萬美元。

(2)該設施可供坦帕電力公司和PGS公司使用。截至2022年6月30日，坦帕電氣使用了4億美元，PGS使用了1億美元。

Emera及其子公司有與其債務和信貸安排相關的某些財務和其他契約。定期對公約進行測試，截至2022年6月30日，公司符合公約的要求。

28

Emera及其子公司最近的重大融資活動將在下面逐個細分討論：

佛羅裏達電力公司

2022年7月12日，TEC完成了6億美元優先票據的發行。此次發行包括3億美元的優先票據，利率為3.875%，到期日為2024年7月12日；以及3億美元的優先票據，利率為5%，到期日為2052年7月15日。發行所得款項用於償還TEC將於2022年到期的4.7億美元商業票據，並用於一般企業用途。該商業票據在2022年6月30日被歸類為長期債務。

加拿大電力公司

2022年7月15日，NSPI簽訂了一項4億美元的非循環定期融資，將於2024年7月15日到期。 該信貸協議包含慣例陳述和擔保、違約事件以及財務和其他契約，並以銀行家承兑匯票或最優惠利率墊款計息，外加保證金。此次發行所得資金將 用於一般企業用途。

其他電力設施

2022年3月25日，ECI修改了其攤銷浮動利率票據，將到期日從2022年3月25日延長至2027年3月25日。

天然氣公用設施和基礎設施

2022年6月30日，布倫瑞克管道公司修改了其信貸協議，將到期日從2025年6月30日延長至2026年6月30日。 商業條款沒有其他變化。

其他

2022年8月2日，Emera簽訂了一項4億美元的非循環定期融資，將於2023年8月2日到期。信貸協議包含慣例陳述和擔保、違約事件和金融及其他契諾，並以銀行家承兑匯票或最優惠利率墊款計息，外加保證金。是次發行所得款項將用於一般企業用途。

信用評級

2022年6月2日，穆迪投資者服務公司確認了其對東元金融的Baa1發行人評級。穆迪還肯定了TEC的A3發行人評級，並將前景從正面改為穩定。

29

未清償股票數據 普通股
已發行和未償還：		數百萬股				數百萬 加元
平衡，2021年12月31日			261.07			$	7,242
自動櫃員機計劃下普通股的發行(一)			2.08				128
根據股息再投資計劃發行，扣除 折扣			2.17				128
高級管理層股票期權行使和員工購股計劃			0.20				11
平衡，2022年6月30日			265.52			$	7,509

(1)2022年第二季度，Emera的ATM計劃發行了1,158,768股普通股，平均價格為每股62.64美元，總收益為7,300萬美元(税後發行成本淨額為7,200萬美元)。在截至2022年6月30日的六個月中，Emera的自動櫃員機計劃發行了2,078,868股普通股，平均價格為每股61.83美元，總收益為1.29億美元(税後發行成本淨額為1.28億美元)。截至2022年6月30日，ATM計劃下仍有3.28億美元的總銷售限額可供發行。

截至2022年8月5日，已發行和已發行普通股數量為2.658億股。

如果截至2022年8月5日所有已發行股票期權全部轉換，將額外發行和發行290萬股普通股。

優先股

截至2022年8月5日，Emera已發行和已發行的優先股如下：A系列-490萬股；B系列-110萬股；C系列-1000萬股；E系列-500萬股；F系列-800萬股；H系列-1200萬股；J系列-800萬股；L系列-900萬股。Emera的優先股沒有投票權，除非公司未能支付總計八個季度的股息

與關聯方的交易

在正常業務過程中，Emera提供能源和其他服務，並與其子公司、聯營公司和其他關聯公司以類似於向非關聯方提供的條款進行交易。公司間結餘及公司間交易已於合併時撇除，但非受管制實體與受管制實體之間的某些交易的淨利潤除外，根據受利率管制實體的會計準則。所有材料金額均按正常利息和 貸方條款支付。

Emera與其關聯公司之間的重大交易如下：

•

NSPI和NSPML之間與海上通道評估相關的交易在簡明綜合損益表中報告。NSPI的費用在受監管的發電燃料和購買電力中報告，截至2022年6月30日的三個月總計4300萬美元(2021年至3600萬美元)，截至2022年6月30日的六個月總計7700萬美元(2021年至6400萬美元)。NSPML作為股權投資入賬，因此，與這項收入相關的相應收益反映在股權投資收入中。有關詳細信息，請參閲 業務概述和展望-加拿大電力公用事業-enl？和？合同義務？部分。

•

從M&NP購買的天然氣運輸能力在收入的簡明合併報表中報告。M&NP報告的非監管淨營業收入在截至2022年6月30日的三個月中總計200萬美元(2021-300萬美元)，在截至2022年6月30日的六個月中總計600萬美元(2021-1000萬美元)。

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截至2022年6月30日及2021年12月31日，Emera及其聯營公司於Emera的簡明綜合資產負債表中並無重大應收款項或應付款項。

風險管理和金融工具

與公司2021年度MD&A披露的風險管理概況和實踐相比，Emera的風險管理概況和實踐沒有實質性變化。

在淨利潤中確認的套期保值影響

本公司 在以下類別下確認了與套期保值關係有效部分相關的收益：

		截至三個月								截至六個月
對於 數百萬美元 美元		2022				June 302021				2022				June 302021
利息支出，淨額		$	-			$	-			$	1			$	-
有效淨收益		$	-			$	-			$	1			$	-

資產負債表上確認的監管項目

該公司在資產負債表上有以下類別，與收到監管延期的衍生品有關：

截至 數百萬美元 美元		6月30日 2022				312021年12月
衍生工具資產(流動資產和其他資產)		$	436			$	237
監管資產(流動資產和其他資產)			33				23
衍生工具負債(流動負債和長期負債)			(21)				(20)
監管負債(流動負債和長期負債)			(447)				(241)
淨資產(負債)		$	1			$	(1)

在淨收入中確認的監管影響

該公司確認以下與接受監管延期的衍生品有關的淨收益(虧損)如下：

		截至三個月								截至六個月
對於 數百萬美元		2022				June 302021				2022				June 302021
發電和購電用受管制燃料(1)		$	27			$	(7)			$	91			$	(4)
淨收益(虧損)		$	27			$	(7)			$	91			$	(4)

(1)當期結算和消耗的衍生工具的已實現收益(虧損)、已終止的套期保值關係或被套期保值交易不再可能發生。在庫存中記錄的已實現收益(損失)將在對衝項目消耗時在受監管的發電燃料和購買的電力中確認。

資產負債表上確認的高頻交易項目

該公司在資產負債表上有以下與高頻交易衍生品相關的類別：

截至 數百萬美元		6月30日 2022				312021年12月
衍生工具資產(流動資產和其他資產)		$	202			$	53
衍生工具負債(流動負債和長期負債)			(1,044)				(662)
衍生工具負債淨額		$	(842)			$	(609)

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在淨收入中確認的高頻交易項目

本公司已在淨收入中確認與高頻交易衍生品有關的已實現和未實現收益(虧損)如下：

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
營業收入- 不受監管		$	(258)			$	(120)			$	(68)			$	9
購買電力的不受監管的燃料			-				-				-				1
淨(虧損)收益		$	(258)			$	(120)			$	(68)			$	10

資產負債表中確認的其他衍生產品

本公司在資產負債表上有以下與其他衍生品相關的類別：

截至		6月30日				12月31日
數百萬美元		2022				2021
衍生工具資產(流動資產和其他資產)		$	9			$	11
衍生工具負債(流動負債和其他負債)			(5)				-
衍生工具淨資產		$	4			$	11

在淨收入中確認的其他衍生產品

公司在淨收入中確認了與其他衍生品有關的以下收益(虧損)：

		截至三個月								截至六個月
對於		6月30日								6月30日
數百萬美元		2022				2021				2022				2021
OM和G		$	(5)			$	1			$	(9)			$	6
其他收入，淨額			-				2				1				3
全部(虧損)收益		$	(5)			$	3			$	(8)			$	9

信息披露和內部控制

管理層負責建立和維護適當的披露控制和程序(DC&P？)以及對財務報告的內部控制(ICFR？)，如國家文書52-109《發行人年度和中期文件中的披露認證》所定義。本公司的內部控制框架以特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013)》中公佈的標準為基礎。管理層，包括首席執行官和首席財務官， 評估了公司截至2022年6月30日的DC&P和ICFR的設計，以根據USGAAP就財務報告的可靠性提供合理保證。

管理層認識到內部控制系統的內在侷限性，無論設計得有多好。被確定為設計適當的控制系統只能就財務報告的可靠性提供合理保證，可能無法防止或檢測所有錯誤陳述。

在截至2022年6月30日的季度內，本公司的ICFR並無重大影響或合理地可能對本公司財務報告的內部控制產生重大影響的變動。

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關鍵會計估計

根據美國公認會計原則編制未經審核的簡明綜合中期財務報表時，管理層需要作出估計和假設。這些 可能會影響在財務報表之日報告的資產和負債額以及報告期內報告的收入和費用。需要使用管理層估計的重要領域涉及受利率管制的資產和負債、累計移除成本準備金、養老金和退休後福利、未開賬單的收入、可折舊資產的使用年限、商譽和長期資產減值評估、所得税、資產 報廢債務和金融工具的估值。管理層根據歷史經驗、當前和預期情況以及作出假設時被認為合理的假設，持續評估公司的估計，並在產生調整的當年確認任何收入調整。與Emera 2021年度MD&A披露的估計相比，公司的關鍵會計估計在性質上沒有重大變化。

會計政策和慣例的變化

未來的會計公告

公司 考慮財務會計準則委員會(FASB？)發佈的所有會計準則更新(ASU？)的適用性和影響。由財務會計準則委員會發出但尚未生效的華碩，經評估及釐定為不適用於本公司或對未經審核簡明綜合中期財務報表有輕微影響。

季度業績摘要

截至本季度的 數百萬美元		Q2				Q1				Q4				Q3				Q2				Q1				Q4				Q3
(每股金額除外)		2022				2022				2021				2021				2021				2021				2020				2020
營業收入		$	1,380			$	2,015			$	1,868			$	1,148			$	1,137			$	1,612			$	1,537			$	1,163
普通股股東應佔淨收益(虧損)		$	(67)			$	362			$	324			$	(70)			$	(17)			$	273			$	273			$	84
調整後淨收益		$	156			$	242			$	168			$	175			$	137			$	243			$	188			$	166
普通股每股收益(虧損)基本		$	(0.25)			$	1.38			$	1.24			$	(0.27)			$	(0.07)			$	1.08			$	1.09			$	0.34
稀釋後每股普通股收益(虧損)		$	(0.25)			$	1.38			$	1.20			$	(0.27)			$	(0.07)			$	1.08			$	1.08			$	0.34
調整後每股普通股收益基本		$	0.59			$	0.92			$	0.64			$	0.68			$	0.54			$	0.96			$	0.75			$	0.67

季度營業收入和調整後的淨收入受季節性影響。由於公司的大部分業務位於北美東北部，冬季是用電高峯期，因此第一季度的收益貢獻強勁。由於夏季是佛羅裏達州用電量最大的季節，第三季度提供了強勁的收益貢獻。季節和其他天氣模式，以及風暴的數量和嚴重程度，都會影響對能源的需求和服務成本。季度業績也可能受到 影響收益的重要項目部分中概述的項目的影響。

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