Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

23 févr. 2010 04h40 HE

Fortis dégage un bénéfice de 262 millions $ en 2009, un nouveau record pour un dixième exercice d'affilée

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 23 fév. 2010) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a dégagé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 262 millions $ en 2009, en hausse de 17 millions $ par rapport au bénéfice de 245 millions $ en 2008. Le résultat par action ordinaire s'est établi à 1,54 $, par rapport à 1,56 $ en 2008.

"Fortis a enregistré un bénéfice record pour un dixième exercice d'affilée, déclare Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc. La récession à l'échelle mondiale et le calendrier réglementaire le plus chargé de l'histoire de Fortis ont fait de 2009 une année éprouvante. Le solide rendement de nos services publics réglementés dans l'Ouest canadien a été atténué par l'expiration des droits d'usage de l'eau à la centrale hydroélectrique Rankine en Ontario et par les problèmes constants de réglementation au Belize."

Les droits d'usage de l'eau de Rankine ont expiré en avril au terme de leur durée de 100 ans. Le bénéfice de la centrale hydroélectrique a atteint 3,5 millions $ en 2009 contre environ 16 millions $ en 2008.

Fortis a augmenté le dividende annuel versé à ses actionnaires ordinaires pour une 37e année d'affilée, un record pour les sociétés ouvertes au Canada. Les dividendes versés par action ordinaire se sont établis à 1,04 $ en 2009, en hausse de 4 % par rapport au dividende de 1,00 $ versé par action ordinaire à l'exercice précédent. En janvier 2010, Fortis a annoncé qu'elle haussait le dividende trimestriel versé aux actionnaires ordinaires pour le porter de 0,26 $ à 0,28 $, à compter du dividende du premier trimestre payable le 1er mars 2010, ce qui équivaut à un dividende annualisé de 1,12 $.

Les services publics de Fortis continuent de faire les investissements nécessaires pour assurer la livraison sécuritaire et fiable d'énergie à la clientèle au coût le plus bas possible.

"Notre programme d'immobilisations a excédé 1 milliard $ en 2009, ce qui en fait le programme d'immobilisations annuel le plus important de l'histoire de la Société", poursuit M. Marshall. Environ 75 % des investissements visaient les services publics réglementés dans l'ouest du Canada. Les travaux réalisés dans le cadre de nombreux projets importants se sont poursuivis, notamment la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié d'environ 200 millions $ à Terasen Gas (Vancouver Island) et l'installation en cours de l'infrastructure de compteurs automatisés à FortisAlberta dans le cadre de son projet pluriannuel d'immobilisations de 155 millions $. FortisBC a entrepris la construction du projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan d'un coût de 110 millions $, le projet d'immobilisations le plus considérable jamais entrepris par cette société.

La centrale hydroélectrique de 19 mégawatts construite au coût de 53 millions $ US à Vaca au Belize sera mise en service au premier trimestre de 2010. Aucun autre investissement n'est prévu au Belize.

Au cours du quatrième trimestre de 2009, des décisions réglementaires ont permis d'accroître le taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé ou la composante capitaux propres de l'ensemble de la structure du capital ("composante capitaux propres"), ou les deux, des quatre services publics les plus importants de la Société. Le RCP autorisé et la composante capitaux propres de FortisAlberta ont été portés respectivement à 9,0 % et 41 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009, tandis que le RCP autorisé et la composante capitaux propres de Terasen Gas ("TGI") ont été haussés respectivement à 9,5 % et 40 %, avec prise d'effet le 1er juillet 2009 et le 1er janvier 2010. TGI a également obtenu l'approbation réglementaire à l'égard d'un accord de règlement négocié relatif à ses besoins de revenus pour 2010-2011. Selon un accord précédent, le bénéfice supérieur ou inférieur au RCP autorisé devait être partagé à parts égales avec les clients. L'accord de règlement négocié récemment approuvé ne comporte pas de mécanisme de partage du bénéfice. Le RCP autorisé de FortisBC a été majoré à 9,9 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2010. FortisBC a aussi obtenu l'approbation réglementaire d'un accord de règlement négocié pour ses besoins de revenus pour 2010, à l'instar de Newfoundland Power, dont le RCP autorisé a été fixé à 9,0 % pour 2010.

Le bénéfice pour le quatrième trimestre a totalisé 81 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, en regard de 76 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, pour le trimestre correspondant de 2008. Les résultats du quatrième trimestre de 2009 tiennent compte de l'incidence favorable rétroactive cumulative d'environ 10 millions $ liée à la hausse des RCP autorisés de 2009 pour FortisAlberta et TGI et de l'augmentation de la composante capitaux propres de FortisAlberta. Le bénéfice a également été avantagé par un ajustement favorable non récurrent de l'impôt sur les bénéfices de FortisOntario de 3 millions $, mais a été défavorablement touché par l'accroissement des coûts d'environ 5 millions $ après impôts associé à la conversion au gaz naturel des appareils au propane des clients de Whistler (le "projet de conversion du pipeline de Whistler"). L'inclusion des coûts de conversion supplémentaires dans la base tarifaire fait l'objet d'une demande d'approbation réglementaire.

Le bénéfice des sociétés Terasen Gas s'est chiffré à 117 millions $ contre 118 millions $ en 2008. Les résultats de 2009 ont souffert de l'augmentation des coûts liés au projet de conversion du pipeline de Whistler. Les résultats de 2008 avaient inclus l'incidence favorable d'une baisse d'impôt d'environ 5,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures. Compte non tenu de ces deux éléments, le bénéfice a marqué une hausse de 9,5 millions $ par rapport à l'exercice précédent, en raison surtout de l'incidence de la hausse du RCP autorisé, entrée en vigueur le 1er juillet 2009, et de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité au Canada a été de 149 millions $, en hausse de 23 millions $ par rapport à 126 millions $ pour 2008. Compte non tenu de l'ajustement favorable non récurrent de l'impôt sur les bénéfices de FortisOntario en 2009 et d'une charge non récurrente de 2 millions $ liée à la remise d'un montant reçu par FortisOntario à titre de remboursement dans le cadre d'ententes d'interconnexion en 2008, le bénéfice s'est établi à 18 millions $ de plus qu'à l'exercice précédent. Ces résultats ont été entraînés par la hausse du RCP autorisé et par la majoration de la composante capitaux propres de FortisAlberta, combinées à l'accroissement de la base tarifaire pour FortisAlberta et FortisBC.

FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power Inc., en octobre 2009, pour un prix d'achat global d'environ 75 millions $. Algoma Power Inc. sert environ 12 000 clients du district d'Algoma dans le nord de l'Ontario.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a atteint 27 millions $ comparativement à 17 millions $ en 2008. Les résultats de 2008 reflétaient une baisse du bénéfice de 13 millions $ liée à une décision réglementaire prise en juin 2008 et touchant Belize Electricity, mais englobaient un montant supplémentaire de 1,5 million $ au titre du bénéfice de Caribbean Utilities, tenant à la modification, en 2008, de la date de fin d'exercice de ce service public. En excluant ces deux éléments, le bénéfice a été plus bas de 1,5 million $ qu'à l'exercice précédent. La baisse est principalement attribuable à l'incidence de la diminution du taux de rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé de Belize Electricity pour la totalité de 2009, contre seulement la moitié de l'exercice pour 2008, et à la montée des charges d'exploitation. Cette diminution a été partiellement annulée par l'incidence favorable d'une modification apportée à la méthode de calcul du coût du combustible recouvrable auprès des clients et de la modification des estimations de l'amortissement pour Fortis Turks and Caicos, ainsi que par l'incidence favorable de la conversion des monnaies étrangères. Les résultats tiennent compte du ralentissement de la croissance des ventes d'électricité par suite de l'incidence négative de la récession sur la demande d'électricité. Les ventes d'électricité annualisées ont augmenté d'environ 2 % en 2009 en regard de 6 % en 2008.

Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation a été de 16 millions $ par rapport à 30 millions $ pour 2008. Cette baisse est principalement imputable au recul des contributions au bénéfice de la centrale hydroélectrique Rankine, combiné à la baisse du prix de gros moyen de l'énergie et à la diminution de la production dans le nord de l'Etat de New York.

Le bénéfice de Fortis Properties a été de 24 millions $, en hausse de 1 million $ par rapport à 2008. La contribution des hôtels récemment acquis et de la division immobilière et le recul des frais financiers ont été en partie contrebalancés par la baisse du taux d'occupation dans les autres hôtels de la société imputable à la récession.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 71 millions $, contre 69 millions $ pour 2008. En excluant un ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 1 million $ en 2009 et une réduction d'impôt de 2 millions $ liée au règlement en 2008 de questions fiscales de Terasen s'appliquant à des périodes antérieures, les charges du secteur Siège social et autres ont monté de 1 million $ par rapport à l'exercice précédent.

La montée de ces charges était essentiellement attribuable à la hausse des dividendes sur actions privilégiées relative à l'émission d'actions privilégiées de premier rang, série G au cours du deuxième trimestre de 2008, en partie contrebalancée par la diminution des charges d'exploitation et des frais financiers.

En septembre 2009, Standard & Poor's a confirmé la note de Fortis, soit A- (perspective stable), reflétant la diversité des activités de services publics réglementés de la Société, la stabilité et la prévisibilité des flux de trésorerie produits par les services publics et la stratégie de croissance ciblée et bien exécutée.

"En dépit de la gravité de la récession mondiale et de la volatilité des marchés financiers, Fortis et ses services publics ont mobilisé près de 1,3 milliard $ sur les marchés financiers depuis la fin de 2008, signe de la solidité financière de nos activités de base de services publics", mentionne M. Marshall.

En décembre 2008, Fortis a réalisé une émission d'actions ordinaires de 300 millions $. Les activités de placement de 2009 ont englobé les émissions de débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital de 200 millions $ par Fortis, de débentures non garanties à 6,10 %, 30 ans, d'un capital de 105 millions $ par FortisBC, de billets non garantis à 7,50 %, 15 ans, d'un capital de 40 millions $ US par Caribbean Utilities, d'obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement à 6,606 %, 30 ans, d'un capital de 65 millions $ par Newfoundland Power, de débentures non garanties à 6,55 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ par TGI, et de débentures non garanties à à 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ et à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $ par FortisAlberta. En janvier 2010, Fortis a émis 250 millions $ d'actions privilégiées à taux d'intérêt fixe rajusté tous les cinq ans.

Au 31 décembre 2009, Fortis avaient des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont environ 1,4 milliard $ étaient inutilisés, y compris une tranche inutilisée de 476 millions $ sur la facilité de crédit renouvelable consentie de 600 millions $ de la Société. Une tranche d'environ 2,0 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités consenties, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

"Notre programme d'investissements de 2010 de plus de 1 milliard $ est véritablement lancé, ajoute M. Marshall. Au cours des cinq prochaines années, les dépenses en immobilisations devraient avoisiner 5 milliards $, sous l'effet des investissements continus dans l'infrastructure de nos service publics réglementés dans l'ouest du Canada."

"Nous continuerons de renforcer notre entreprise de façon économique en poursuivant nos investissements dans nos activités existantes et en réalisant des acquisitions stratégiques", conclut M. Marshall.

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Pour les trois mois et douze mois terminés le 31 décembre 2009

En date du 4 février 2010

Le communiqué de presse ci-dessous pour le quatrième trimestre de 2009 doit être lu avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 inclus dans le rapport annuel de 2008 de la Société. L'information financière présentée dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2009 a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada et est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Fortis inclut, dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2009, des énoncés prospectifs au sens accordé par les lois sur les valeurs mobilières applicables du Canada ("énoncés prospectifs"). Les énoncés prospectifs reflètent les attentes de la direction à l'égard de la croissance future, des résultats d'exploitation, du rendement, des perspectives et des occasions d'affaires de la Société et peuvent ne pas convenir à d'autres circonstances. Tous les énoncés prospectifs sont formulés sous réserve des dispositions d'exonération des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Les termes "anticiper", "s'attendre à", "avoir l'intention de", "croire", "estimer", "prévoir" et autres expressions semblables et des
verbes au futur et au conditionnel ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs, bien que l'ensemble des énoncés prospectifs ne comporte pas ces termes. Les énoncés prospectifs reflètent les opinions actuelles de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose actuellement la direction de la Société. Les énoncés prospectifs figurant dans le présent rapport de gestion comprennent, sans s'y limiter, des énoncés portant sur : l'augmentation prévue de la production d'énergie annuelle moyenne provenant de la centrale hydroélectrique Vaca sur la rivière Macal au Belize et le calendrier prévu de mise en service de la centrale; le calendrier prévu des décisions réglementaires; les dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues pour 2010 et globalement au cours des cinq prochains exercices s'échelonnant de 2010 à 2014; la nature, le calendrier et le montant de certains projets d'investissements; les incidences prévues de la récession sur Fortis; le taux de croissance négligeable des ventes d'électricité prévu pour les services publics réglementés de la Société dans les Caraïbes en 2010; la croissance interne des produits de la division des services hôteliers de Fortis Properties, qui devrait continuer d'être chancelante en 2010; l'absence prévue d'une baisse importante des flux de trésorerie d'exploitation consolidés annuels en 2010 liée à la persistance de la récession; la capacité prévue des filiales d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2010; la capacité prévue de la Société et de ses services publics de continuer d'avoir un accès raisonnable à du capital dans une échéance à court ou moyen terme; l'absence prévue d'une augmentation importante des intérêts débiteurs consolidés ou des frais associés aux facilités de crédit renouvelées et prorogées en 2010; l'absence prévue d'un déclassement important à court terme des notes de solvabilité; la présomption que les contreparties aux contrats dérivés sur gaz naturel des sociétés Terasen Gas continueront de respecter leurs obligations; et l'augmentation prévue des coûts consolidés nets des régimes de retraite à prestations déterminées en 2010.
Les prévisions et projections qui sous-tendent les énoncés prospectifs sont fondées sur des hypothèses qui comprennent, entre autres : l'obtention des approbations réglementaires nécessaires et des ordonnances tarifaires demandées; l'absence de perturbations de service ou de passifs environnementaux importants attribuables à un sinistre ou à un bouleversement de l'environnement dû à des conditions climatiques difficiles; d'autres phénomènes naturels ou un événement majeur; la capacité de la Société à entretenir continuellement ses réseaux de gaz et d'électricité afin d'assurer leur rendement continu; l'absence de baisse marquée des dépenses en immobilisations en 2010; l'absence de repli important et prolongé de la conjoncture économique; des liquidités et des sources de financement suffisantes; le maintien de mécanismes réglementaires approuvés permettant de transférer les coûts du gaz naturel et de l'approvisionnement énergétique dans les tarifs imposés à la clientèle; la capacité continue de couvrir l'exposition à la variation des taux d'intérêt, des taux de change et des prix du gaz naturel; l'absence de volatilité importante des taux d'intérêt; l'absence de défauts importants de la part de contreparties; la concurrence continue des prix du gaz naturel par rapport à ceux de l'électricité et d'autres sources d'énergie alternatives; la disponibilité continue de l'approvisionnement en gaz naturel; la capacité continue de capitaliser les régimes de retraite à prestations déterminées; l'absence de modifications importantes des plans énergétiques gouvernementaux et des lois environnementales qui pourraient avoir une incidence importante sur l'exploitation et les flux de trésorerie de la Société et de ses filiales;
le maintien de couvertures d'assurance adéquates; la capacité à obtenir et à maintenir des licences et des permis; la conservation des territoires desservis existants; aucune baisse marquée des prix de marché de l'énergie; des relations favorables avec les Premières nations; des relations de travail favorables; et des ressources humaines suffisantes pour offrir des services et mettre en oeuvre le programme d'immobilisations. Les énoncés prospectifs sont assujettis à des risques, des incertitudes et d'autres facteurs qui pourraient entraîner un écart considérable entre les résultats réels et les résultats historiques ou les résultats exprimés par lesdits énoncés prospectifs. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou événements s'écartent des prévisions actuelles comprennent, entre autres : le risque lié à la réglementation; les risques liés à l'exploitation et à l'entretien; la conjoncture économique; le risque lié aux sources de financement et à la situation de trésorerie; les conditions météorologiques et le caractère saisonnier; le risque lié au prix des marchandises; les instruments financiers dérivés et les couvertures; le risque associé au taux d'intérêt; le risque lié aux contreparties; le caractère concurrentiel du gaz naturel; l'approvisionnement en gaz naturel; les besoins de rendement et de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées; les risques liés au développement de la franchise Terasen Gas (Vancouver Island) Inc.; le plan énergétique du gouvernement de la Colombie-Britannique; les risques environnementaux; le risque lié aux assurances; la perte de licences et de permis; la perte d'un territoire de service; les prix de l'énergie sur le marché; des modifications aux hypothèses et aux prévisions actuelles associées au basculement aux Normes internationales d'information financière; les modifications aux lois fiscales; la maintenance de l'infrastructure de technologie de l'information; le risque que l'issue finale de l'expropriation des actifs de la société Exploits River Hydro Partnership diffère de ce qui est actuellement prévu par la direction; l'issue imprévue des poursuites judiciaires actuellement intentées contre la Société; les relations avec les Premières nations; les relations de travail et les ressources humaines. Pour des renseignements additionnels à l'égard de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés de temps à autre auprès des organismes de réglementation canadiens en valeurs mobilières, y compris les facteurs décrits à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 et pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009 et figurant dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2009.

L'ensemble des énoncés prospectifs du rapport de gestion est visé par ces mises en garde et, à moins que la loi ne l'exige, la Société décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser l'information prospective, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement après la date des présentes.

APERCU DE LA SOCIETE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis, la plus importante société de services publics de distribution du Canada détenue par des investisseurs, sert environ 2 100 000 consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Elle possède par ailleurs des actifs de production non réglementés un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, de même que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. En 2009, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe d'électricité combinée de 5 983 mégawatts ("MW"), et ses réseaux de distribution de gaz ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 234 térajoules ("TJ"). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009, et aux états financiers consolidés vérifiés de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 figurant dans le rapport annuel de 2008 de la Société.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution de gaz et d'électricité solides, la livraison sécuritaire et fiable de gaz et d'électricité à la clientèle aux tarifs raisonnables les plus bas possible, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les principales activités de services publics de la Société sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon des exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs. Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris le bénéfice par secteur isolable, pour les quatrièmes trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2009 et 2008 sont présentés dans le tableau qui suit.



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Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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(en millions $, sauf le
résultat par action
ordinaire et le nombre
d'actions ordinaires en
circulation) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Produits d'exploitation 1 018 1 181 (163) 3 637 3 903 (266)
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Flux de trésorerie
d'exploitation 70 208 (138) 637 661 (24)
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Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 81 76 5 262 245 17
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Résultat de base
par action ordinaire ($) 0,48 0,48 - 1,54 1,56 (0,02)
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Résultat dilué
par action ordinaire ($) 0,46 0,46 - 1,51 1,52 (0,01)
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Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(en millions) 170,9 158,9 12,0 170,2 157,4 12,8
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Bénéfice net sectoriel
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Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Services publics
réglementés
de gaz au Canada
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Sociétés Terasen Gas(1) 48 47 1 117 118 (1)
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Services publics
réglementés
d'électricité
au Canada
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FortisAlberta 15 11 4 60 46 14
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FortisBC(2) 8 7 1 37 34 3
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Newfoundland Power 8 8 - 32 32 -
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Autres services au Canada(3) 6 3 3 20 14 6
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37 29 8 149 126 23
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Services publics
réglementés d'électricité 7 8 (1) 27 17 10
dans les Caraïbes(4)
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Activités non réglementées -
Fortis Generation(5) 3 8 (5) 16 30 (14)
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Activités non réglementées -
Fortis Properties(6) 5 4 1 24 23 1
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Siège social et autres(7) (19) (20) 1 (71) (69) (2)
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Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 81 76 5 262 245 17
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(1) Formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), de Terasen Gas (Vancouver Island)
Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI").
(2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales
hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le réseau
de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire. Exclut les
activités de production non réglementées de la société en commandite en
propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power Partnership.
(3) Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario englobe
la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc., Cornwall Electric et,
depuis octobre 2009, Algoma Power Inc.
(4) Comprennent Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean Utilities
sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle Fortis détient
une participation conférant le contrôle d'environ 59 %, et sa filiale
en propriété exclusive Fortis Turks and Caicos. Auparavant, l'exercice
de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent, jusqu'
au troisième trimestre de 2008 inclusivement, les états financiers de
cette société étaient consolidés dans les états financiers de Fortis
avec un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a déplacé
sa date de fin d'exercice au 31 décembre, ce qui a permis d'éliminer
le décalage de deux mois dans la consolidation de ses résultats
financiers.
(5) Comprennent l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York, dont la
capacité de production combinée, principalement hydroélectrique,
s'élève à 120 MW. Avant le 1er mai 2009, les résultats financiers de
la Société reflétaient la contribution au bénéfice associée à des
droits d'usage de l'eau de 75 MW détenus par la Société sur la
rivière Niagara en vertu du Niagara Exchange Agreement lié à la
centrale hydroélectrique Rankine. Le Niagara Exchange Agreement
a expiré le 30 avril 2009, au terme de sa durée de 100 ans.
En outre, avant le 12 février 2009, les résultats financiers
des activités de production hydroélectrique dans la région
centrale de Terre-Neuve étaient consolidés dans les états
financiers de Fortis. Le 12 février 2009, la Société a cessé de
consolider les résultats de ses activités de production dans la
région centrale de Terre-Neuve puisqu'elle n'avait plus le contrôle des
activités de production et des flux de trésorerie en raison de
l'expropriation des actifs de Exploits River Hydro Partnership
("société Exploits") par le gouvernement de Terre-Neuve- et-Labrador.
Pour plus de renseignements sur ces questions, voir la rubrique
"Activités non réglementées de Fortis Generation - Société Exploits"
du présent rapport de gestion.
6. Fortis Properties possède 21 hôtels, comptant plus de 4 000 chambres,
dans huit provinces canadiennes, et des édifices de bureaux et
résidentiels d'environ 2,8 millions de pieds carrés principalement dans
le Canada atlantique.
7. Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis, les
charges nettes des activités non réglementées du siège social de
Terasen Inc. ("Terasen"), les résultats financiers de la
participation de 30 % de Terasen dans CustomerWorks Limited Partnership
("CWLP") et ceux de la filiale en propriété exclusive non réglementée
de Terasen, Terasen Energy Services Inc. ("TES").
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RESULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas

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Sociétés Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Volumes de gaz (TJ) 55 579 66 816 (11 237) 192 428 221 122 (28 694)
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 497 606 (109) 1 663 1 902 (239)
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Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 300 418 (118) 1 022 1 268 (246)
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Charges d'exploitation 79 71 8 268 253 15
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Amortissement 26 24 2 102 97 5
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Frais financiers 30 33 (3) 121 129 (8)
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Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 14 13 1 33 37 (4)
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Bénéfice 48 47 1 117 118 (1)
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Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont diminué de 11 237 TJ, ou 16,8 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 28 694 TJ, ou 13,0 %, par rapport à l'exercice précédent. Le tableau qui suit présente la répartition des volumes de gaz entre les principales catégories de clientèle.



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Sociétés Terasen Gas
Volumes de gaz par principale catégorie de clientèle (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Clients de base -
secteurs résidentiel
et commercial 39 275 45 007 (5 732) 120 512 132 867 (12 355)
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Clients du secteur
industriel 876 1 597 (721) 4 839 6 337 (1 498)
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Total des volumes
de ventes 40 151 46 604 (6 453) 125 351 139 204 (13 853)
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Volumes transportés 15 178 15 930 (752) 57 532 63 572 (6 040)
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Débit aux termes
de contrats
à revenu fixe 250 4 282 (4 032) 9 545 18 346 (8 801)
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Total des volumes 55 579 66 816 (11 237) 192 428 221 122 (28 694)
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La diminution des volumes de gaz distribués aux clients de base est principalement attribuable à la baisse de la consommation moyenne résultant des températures plus élevées en 2009 par rapport à 2008 pendant les mois qui sont normalement les plus froids. La diminution des volumes de gaz distribués à tous les autres clients est principalement attribuable à l'incidence négative de la récession.

Les sociétés Terasen Gas gagnent environ la même marge, que les contrats des clients visent l'achat de gaz naturel ou qu'ils ne visent que le transport de gaz naturel.

En raison des mécanismes de report réglementaire approuvés, les variations des niveaux de consommation et des coûts de l'approvisionnement énergétique par rapport aux prévisions utilisées pour établir les tarifs de distribution de gaz n'ont pas une incidence importante sur le bénéfice.

Au cours du quatrième trimestre de 2009, la hausse nette combinée de la clientèle des sociétés Terasen Gas a totalisé quelque 7 400 clients, portant le total des clients à environ 939 600 au 31 décembre 2009. En 2009, le nombre de nouveaux clients, montant net, s'est élevé à environ 8 200, comparativement à environ 12 800 en 2008. La croissance de la clientèle par rapport à l'exercice précédent a été moins forte, reflétant l'affaiblissement continu des marchés de l'immobilier et de la construction dans un contexte de ralentissement économique et la croissance des immeubles d'habitation où l'utilisation du gaz naturel est moins répandue que dans les maisons unifamiliales.

Produits d'exploitation : Les produits ont diminué de 109 millions $ pour le trimestre et de 239 millions $ pour l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout d'une baisse des coûts du gaz facturés à la clientèle et d'une consommation plus faible, en partie compensées par une hausse des tarifs de base de livraison à la clientèle et par la comptabilisation de produits tirés des tarifs pour refléter l'incidence rétroactive cumulative au quatrième trimestre de 2009 d'une augmentation, entrée en vigueur le 1er juillet 2009, du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé des sociétés Terasen Gas.

Le RCP autorisé de Terasen Gas Inc. ("TGI") a progressé, pour passer de 8,47 % à 9,50 %, à l'instar de celui de Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas Whistler Inc. ("TGWI"), qui est passé de 9,17 % à 10,00 %.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, les tarifs de base de livraison à la clientèle de TGI ont monté d'environ 6 %, alors que celle de TGVI a augmenté jusqu'à 5 % selon la catégorie tarifaire des clients. Toutefois, les tarifs de base de livraison à la clientèle tenaient compte de l'incidence d'une diminution des taux de RCP autorisés entrée en vigueur au premier semestre de 2009, taux qui sont passés de 8,62 % à 8,47 % pour TGI et de 9,32 % à 9,17 % pour TGVI et TGWI.

Bénéfice : L'amélioration de 1 million $ du bénéfice par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent est attribuable à l'incidence après impôts de la comptabilisation de produits tirés des tarifs de 6 millions $, pour refléter l'augmentation des RCP autorisés avec prise d'effet le 1er juillet 2009, comme mentionné précédemment, de la hausse des tarifs de base de livraison à la clientèle et de la baisse des frais financiers, partiellement contrebalancés par la hausse des charges d'exploitation et une augmentation de la dotation aux amortissements. La hausse des charges d'exploitation découle de l'accroissement d'environ 6 millions $ (5 millions $ après impôts) des coûts de la conversion au gaz naturel des appareils au propane de la clientèle de Whistler. La dotation aux amortissements a augmenté en raison des investissements continus dans les immobilisations.

A l'exclusion d'une réduction d'impôt de 5,5 millions $ au cours du troisième trimestre de 2008, associée au règlement de questions fiscales liées à des périodes antérieures, et des coûts de 5 millions $ après impôts liés à la conversion susmentionnée des appareils de la clientèle, le bénéfice a dépassé d'environ 9,5 millions $ celui de l'exercice précédent. Cette augmentation découle principalement de l'incidence de 6 millions $ après impôts de la comptabilisation de produits tirés des tarifs pour refléter l'augmentation des RCE autorisés avec prise d'effet le 1er juillet 2009, dont il a déjà été fait mention, de la hausse des tarifs de base de livraison à la clientèle, de la baisse des frais financiers et de la réduction du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés, partiellement neutralisées par la hausse des charges d'exploitation attribuable à la montée des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux et par l'augmentation, pour la raison précitée pour le trimestre, de la dotation aux amortissements. La réduction du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés vient surtout du fait que les déductions utilisées aux fins fiscales ont été plus élevées que les déductions prises aux fins comptables.

Comme il a été reflété dans les tarifs de base de livraison à la clientèle pour 2009, les frais financiers pour le trimestre et pour l'exercice ont été moins élevés que pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent en raison de la diminution des taux d'emprunt et de la légère réduction des emprunts sur les facilités de crédit.

En février 2009, TGI a émis des débentures non garanties à 6,55 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $, dont le produit net a été affecté au remboursement des emprunts sur les facilités de crédit ainsi qu'au remboursement de 60 millions $ des débentures non garanties à 10,75 % qui sont venues à échéance en juin 2009.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives aux sociétés Terasen Gas pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta



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FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Livraisons
d'énergie (GWh) 4 129 4 068 61 15 865 15 722 143
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 86 78 8 331 300 31
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Charges d'exploitation 34 34 - 132 130 2
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Amortissement 24 22 2 94 85 9
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Frais financiers 14 12 2 50 42 8
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Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (1) (1) - (5) (3) (2)
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Bénéfice 15 11 4 60 46 14
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Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont augmenté de 61 gigawattheures ("GWh"), ou 1,5 %, au cours du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison d'un accroissement du nombre de clients des secteurs résidentiel, commercial et agricole, annulé en partie par une légère diminution des clients du secteur pétrolier. Les livraisons d'énergie ont grimpé de 143 GWh, ou 0,9 %, par rapport à l'exercice précédent, du fait essentiellement de l'augmentation du nombre de clients des secteurs résidentiel, commercial, agricole et de l'irrigation, contrebalancée en partie par un repli du nombre de clients du secteur pétrolier. Les livraisons d'énergie annuelles ont également progressé, par suite de l'incidence des températures plus basses que la normale pendant le premier trimestre de 2009.

Puisqu'une tranche importante des produits d'exploitation tirés des tarifs de distribution de la société est tirée de déterminants de facturation fixes ou en grande partie fixes, la variation des quantités d'énergie livrées n'est pas entièrement corrélée par les variations des produits d'exploitation.

Produits d'exploitation : Les produits ont augmenté de 8 millions $ pour le trimestre et de 31 millions $ pour l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, du fait principalement de la hausse de 8,6 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er janvier 2009, qui reflète l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique, et celle de la croissance de la charge et de la clientèle. L'augmentation des produits est également attribuable à la comptabilisation de produits tirés des tarifs pour refléter l'incidence rétroactive cumulative d'environ 4 millions $ au quatrième trimestre de 2009 d'une hausse, entrée en vigueur le 1er janvier 2009, du RCP autorisé qui a été établi à 9,00 % pour 2009, par rapport au RCP autorisé provisoire de 8,51 %, et de la majoration de la composante capitaux propres réputée de la structure du capital totale, qui est passée de 37 % à 41 % pour 2009.

L'augmentation des produits tirés des tarifs de distribution pour le trimestre a été annulée en partie par une baisse des produits nets tirés du transport et un recul des autres produits attribuables aux variations des soldes du compte de report réglementé. FortisAlberta est exposée au risque lié au volume pour les coûts de transport réels par opposition aux coûts transférés aux clients, lesquels sont fondés sur des prévisions de volumes et de prix.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 4 millions $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de cette augmentation a été en partie contrebalancée par la hausse de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations; et l'augmentation des frais financiers découlant d'un niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société, neutralisée en partie par l'incidence de la réduction des taux d'intérêt pour les emprunts sur les facilités de crédit.

Le bénéfice a augmenté de 14 millions $ par rapport à celui de l'exercice précédent. L'incidence de la progression des produits d'exploitation et de l'augmentation des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés a été en partie atténuée par la hausse de la dotation aux amortissements et des frais financiers pour les mêmes motifs que ceux présentés pour le trimestre ci-dessus, combinée à l'augmentation des charges d'exploitation. L'augmentation des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés s'explique par la hausse des recouvrements d'impôts futurs attribuable à une augmentation des reports réglementaires susceptibles de donner lieu à des recouvrements d'impôts futurs. L'augmentation des charges d'exploitation est principalement attribuable à la montée des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux entraînée par la hausse des salaires et la croissance du nombre d'employés, partiellement neutralisées par la baisse des charges d'exploitation générales.

FortisAlberta a émis des débentures non garanties à 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ en février 2009, et des débentures non garanties à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $ en octobre 2009, dont le produit net a été affecté au remboursement des emprunts sur des facilités de crédit consenties et aux fins générales du siège social.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à FortisAlberta pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique " Faits saillants en matière de réglementation ".

FortisBC



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FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Ventes
d'électricité (GWh) 859 842 17 3 157 3 087 70
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(en millions $)
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Produits d'exploitation 69 66 3 253 237 16
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Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 22 23 (1) 72 68 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 19 18 1 70 67 3
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Amortissement 9 9 - 37 34 3
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Frais financiers 9 7 2 32 28 4
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Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 2 - 5 6 (1)
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Bénéfice 8 7 1 37 34 3
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont augmenté de 17 GWh, ou 2,0 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de 2008, et de 70 GWh, ou 2,3 %, pour l'exercice 2009 comparativement à l'exercice précédent, surtout en raison de la croissance du nombre de clients des secteurs résidentiel et de service général et de la clientèle indirecte de gros, en partie neutralisée par la baisse du nombre de clients industriels. Les températures plus basses que la normale au premier trimestre de 2009 ont également eu une incidence favorable sur les ventes d'électricité de l'exercice.

Produits d'exploitation : Les produits ont progressé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 16 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Ces progressions s'expliquent par i) une hausse de 4,6 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er janvier 2009; ii) une hausse de 2,2 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er septembre 2009, résultant du transfert à la clientèle des coûts accrus d'achat d'électricité auprès de BC Hydro; et iii) la croissance des ventes d'électricité, en partie contrebalancée par une baisse des autres produits qui est imputable aux redressements plus élevés au titre des incitatifs selon les règles d'établissement des tarifs fondées sur le rendement à verser aux clients. Les tarifs d'électricité imposés aux clients en 2009 tiennent compte de l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique et d'un RCP autorisé de 8,87 % contre 9,02 % en 2008.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a augmenté de 1 million $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des tarifs d'électricité imposés aux clients et de la croissance du nombre de clients a été contrebalancée en partie par : i) l'augmentation des charges d'exploitation entraînée par la montée des coûts de main-d'oeuvre et la croissance générale des coûts due à l'inflation et par la hausse des impôts fonciers et des droits sur l'eau; et ii) l'augmentation des frais financiers attribuable à la hausse de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.

Le bénéfice a augmenté de 3 millions $ par rapport à celui de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des tarifs d'électricité imposés aux clients et de la croissance du nombre de clients, ainsi que de la réduction du taux d'impôt sur les bénéfices des sociétés a été partiellement annulée par : i) l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique associée à la hausse des ventes d'électricité et l'incidence de la montée des prix moyens de l'électricité achetée, combinées à la proportion plus élevée de l'électricité achetée par rapport à l'électricité produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société et la réception d'un produit d'assurance de 0,6 million $ au cours du deuxième trimestre de 2008 lié à une panne de turbine en 2006; ii) la hausse des charges d'exploitation, découlant en partie des mêmes facteurs que ceux décrits ci-dessus pour le trimestre; iii) l'augmentation de la dotation aux amortissements liée aux investissements continus dans les immobilisations; et iv) l'accroissement des frais financiers pour la raison décrite ci-dessus pour le trimestre, combiné à la hausse des frais de renouvellement des facilités de crédit, en partie contrebalancés par la baisse des taux d'intérêt pour les emprunts sur les facilités de crédit.

La réduction du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés découle de la hausse des déductions utilisées aux fins fiscales comparativement aux déductions prises aux fins comptables en 2009 par rapport à 2008 et de la baisse du taux d'imposition prévu par la loi.

En juin 2009, FortisBC a émis des débentures non garanties à 6,10 %, 30 ans, d'un capital de 105 millions $ en vertu du prospectus de base simplifié déposé en mai 2009 visant l'émission de débentures d'un maximum de 300 millions $ de temps à autre au cours des 25 mois de durée de vie du prospectus de base. Le produit net du placement de débentures a été affecté au remboursement d'emprunts sur les facilités de crédit consenties, ainsi qu'aux fins générales du siège social, et au remboursement de 50 millions $ des débentures à 6,75 % qui sont venues à échéance le 31 juillet 2009.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à FortisBC pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

Newfoundland Power



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Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Ventes
d'électricité (GWh) 1 474 1 412 62 5 299 5 208 91
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 146 139 7 527 517 10
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Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 99 94 5 346 337 9
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Charges d'exploitation 13 12 1 52 50 2
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Amortissement 12 12 - 46 45 1
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Frais financiers 9 8 1 34 33 1
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Impôts sur les bénéfices
des sociétés 4 4 - 16 19 (3)
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Part des actionnaires
sans contrôle 1 1 - 1 1 -
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Bénéfice 8 8 - 32 32 -
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power ont augmenté de 62 GWh, ou 4,4 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et ont augmenté de 91 GWh, ou 1,7 %, par rapport au dernier exercice, surtout en raison de l'incidence de la croissance de la clientèle et d'une consommation moyenne à la hausse.

Produits d'exploitation : Les produits ont augmenté de 7 millions $ en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 10 millions $ par rapport à l'exercice précédent, sous l'effet de la hausse des ventes d'électricité et de l'augmentation des autres produits, en partie neutralisées par la diminution de la dotation aux amortissements pour certains passifs réglementaires conformément aux ordonnances de l'organisme de réglementation. Par rapport à celui pour 2008, le RCP autorisé pour 2009 est demeuré inchangé à 8,95 % pour 2009 et, par conséquent, n'a pas eu d'incidence sur les tarifs d'électricité imposés aux clients en 2009.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des ventes d'électricité a été contrebalancée surtout par : i) l'incidence de l'augmentation par Newfoundland and Labrador Hydro ("Newfoundland Hydro") des charges en fonction de la demande, suscitée par les pointes de demande de charge en hiver; ii) la hausse des charges d'exploitation entraînée par la montée des coûts attribuable aux salaires, à l'inflation et à la réglementation et par l'augmentation des coûts de l'évaluation réglementaire, attribuable au moment choisi pour comptabiliser ces coûts en 2008, contrebalancée en partie par le calendrier des coûts de gestion de la végétation; et iii) l'augmentation des frais financiers attribuable à la hausse de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société, annulée en partie par l'incidence de la baisse des taux d'intérêt pour les emprunts sur les facilités de crédit.

Le bénéfice pour l'exercice a été comparable à celui de l'exercice précédent. La hausse des ventes d'électricité, l'augmentation des autres produits et la baisse du taux d'impôt effectif sur les bénéfices des sociétés ont été neutralisées principalement par : i) l'incidence de l'augmentation par Newfoundland Hydro des charges en fonction de la demande, pour la raison décrite ci-dessus pour le trimestre; ii) la hausse des charges d'exploitation entraînée par la montée des coûts attribuables aux salaires, à l'inflation et à la réglementation, et l'augmentation des coûts de l'évaluation réglementaire, pour la raison décrite plus haut pour le trimestre, en partie annulées par la réduction des frais d'assurance; iii) l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable à l'incidence des investissements continus dans les immobilisations; et iv) l'accroissement des frais financiers pour la raison mentionnée pour le trimestre.

La diminution du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés découle principalement de la hausse des déductions utilisées aux fins fiscales comparativement aux déductions prises aux fins comptables en 2009 par rapport à 2008 et de la baisse du taux d'imposition prévu par la loi.

En mai 2009, Newfoundland Power a effectué un placement privé d'obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement à 6,606 %, 30 ans, d'un capital de 65 millions $, dont le produit net a été affecté au remboursement des emprunts sur des facilités de crédit consenties et aux fins générales du siège social.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Newfoundland Power pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

Autres services publics d'électricité au Canada



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Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009(2) 2008 Variation 2009(2) 2008 Variation
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Ventes
d'électricité (GWh) 582 543 39 2 195 2 182 13
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 77 65 12 279 262 17
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Coûts de
l'approvisonnement
énergétique 50 44 6 183 177 6
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Charges d'exploitation 11 7 4 32 28 4
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Amortissement 5 5 - 19 18 1
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Frais financiers 6 5 1 19 18 1
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Impôts sur les bénéfices
des sociétés (1) 1 (2) 6 7 (1)
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Bénéfice 6 3 3 20 14 6
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(1) Comprennent Maritime Electric et FortisOntario.
(2) Les résultats de FortisOntario incluent les résultats financiers
d'Algoma Power Inc. à compter du 8 octobre 2009.
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En octobre 2009, FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power Inc. ("Algoma Power") pour un prix d'achat global d'environ 75 millions $. Algoma Power est une société réglementée de services publics de distribution d'électricité qui sert environ 12 000 clients du district d'Algoma dans le nord de l'Ontario.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont augmenté de 39 GWh, ou 7,2 %, pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 13 GWh, ou 0,6 %, par rapport à l'exercice précédent.

Les ventes d'électricité, à l'exclusion de celles d'Algoma Power, ont baissé de 7 GWh, ou 1,3 %, pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 33 GWh, ou 1,5 %, par rapport à l'exercice précédent. La baisse par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent tient compte de l'incidence de la fermeture temporaire de deux usines commerciales de transformation de la pomme de terre à l'Ile-du-Prince- Edouard en décembre 2009 et de la diminution de la consommation moyenne attribuable à l'incidence de la récession. La baisse par rapport à l'exercice précédent découle de la diminution de la consommation moyenne, attribuable surtout à la récession et à l'incidence défavorable sur la consommation des températures plus élevées enregistrées en Ontario aux deuxième et troisième trimestres de 2009, en comparaison des périodes correspondantes de 2008, partiellement contrebalancées par l'incidence favorable sur la consommation des températures plus basses en Ontario au premier trimestre de 2009, en regard du premier trimestre de 2008.

Produits d'exploitation : Les produits d'exploitation ont progressé de 12 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, dont 8 millions $ sont attribuables à Algoma Power. Le reste de la progression s'explique par l'incidence i) d'une augmentation moyenne de 5,3 % des tarifs de l'électricité imposés à la clientèle par Maritime Electric, entrée en vigueur le 1er avril 2009; ii) des augmentations respectives de 5,1 %, 11,7 % et 8,4 % des tarifs de distribution d'électricité imposés à la clientèle à Fort Erie, à Gananoque et Port Colbourne, entrées en vigueur le 1er mai 2009; et iii) du transfert à la clientèle des coûts accrus de l'approvisionnement énergétique par FortisOntario, annulé partiellement par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité. L'augmentation des tarifs d'électricité imposés à la clientèle par Maritime Electric reflète la hausse du montant de base des coûts d'énergie facturés à la clientèle et recouvrés auprès de cette dernière et comptabilisés dans les produits inclus dans la composante tarifs de base de la facturation.

Les produits ont augmenté de 17 millions $ par rapport à l'exercice précédent. En excluant l'incidence d'une charge non récurrente d'environ 3 millions $ (2 millions $ après impôts) pour FortisOntario liée à la remise, au deuxième trimestre de 2008, d'un montant reçu à titre de remboursement au cours du quatrième trimestre de 2007 dans le cadre d'ententes d'interconnexion pour le transport transfrontalier, les produits ont augmenté de 14 millions $, dont 8 millions $ sont attribuables à Algoma Power. Le reste de l'augmentation des produits par rapport à l'exercice précédent est lié à l'incidence des hausses des taux d'électricité imposés à la clientèle par Maritime Electric et FortisOntario, comme il a été décrit pour le trimestre ci-dessus, en partie atténuée par l'incidence de la diminution des ventes d'électricité et du transfert aux clients des coûts moindres de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 3 millions $ en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet d'un ajustement favorable non récurrent apporté au quatrième trimestre de 2009 aux impôts futurs relativement à des périodes antérieures.

Le bénéfice a progressé de 6 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Compte non tenu d'un ajustement favorable non récurrent de 3 millions $ apporté aux impôts futurs au quatrième trimestre de 2009 et d'une charge non récurrente de 2 millions $ après impôts pour FortisOntario liée à la remise, au deuxième trimestre de 2008, d'un montant reçu à titre de remboursement dans le cadre d'ententes d'interconnexion, le bénéfice a progressé de 1 million $ en regard de 2008. Cette progression reflète la diminution des charges d'exploitation de FortisOntario attribuable au calendrier des charges d'entretien et à l'accent mis sur les projets d'immobilisations. Algona Power a contribué 0,1 million $ au bénéfice de 2009.

En juin 2009, FortisOntario a acquis une participation de 10 % dans Grimsby Power Inc. ("Grimsby Power") pour environ 1 million $. Grimsby Power est une société de distribution d'électricité réglementée qui sert environ 10 000 clients au sein d'un territoire de service situé tout près des installations de FortisOntario à Fort Erie.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Maritime Electric et à FortisOntario pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES



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Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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2009(2) 2008 Variation 2009(2) 2008 Variation
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Taux de change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(3) 1,06 1,21 (0,15) 1,13 1,08 0,05
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Ventes
d'électricité (GWh) 290 364 (74) 1 140 1 203 (63)
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 85 159 (74) 339 408 (69)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 50 109 (59) 192 273(4) (81)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 13 20 (7) 54 55 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 8 13 (5) 37 36 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 3 5 (2) 16 16 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 1 - 2 2 -
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 3 3 - 11 9 2
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 8 (1) 27 17 10
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(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks
and Caicos.
(2) En 2008, Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice pour
la faire passer du 30 avril au 31 décembre, faisant en sorte que la
Société a consolidé les ventes d'électricité et les résultats
financiers de Caribbean Utilities pour cinq mois au quatrième trimestre
de 2008 et pour 14 mois pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008.
Avant le quatrième trimestre de 2008, Fortis consolidait les états
financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois.
En 2009, les périodes de présentation de l'information financière
de la Société ont été les mêmes que celles de Caribbean Utilities.
(3) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change fondé sur le
dollar américain s'établit à 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. La monnaie de
présentation des états financiers de Caribbean Utilities et de
Fortis Turks and Caicos est le dollar américain.
(4) Pour le deuxième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement
énergétique comprennent une (36 millions $ BZ) en raison d'une décision
tarifaire réglementaire rendue par la Public Utilities Commission au
charge de 18 millions $ Belize en juin 2008.
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont baissé de 74 GWh, ou 20,3 %, pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 63 GWh, ou 5,2 %, par rapport à l'exercice précédent. Les ventes d'électricité et les résultats financiers de ce secteur pour le quatrième trimestre de 2008 incluent cependant ceux de Caribbean Utilities pour les cinq mois terminés le 31 décembre 2008, et les ventes d'électricité et les résultats financiers du secteur pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 incluent ceux de Caribbean Utilities pour les 14 mois terminés le 31 décembre 2008, par suite d'une modification apportée à la date de fin d'exercice de ce service public en 2008. Si l'on compare la période d'octobre à décembre 2009 à la même période de trois mois de 2008, et la période de janvier à décembre 2009 à la même période de 12 mois en 2008 pour Caribbean Utilities, les ventes d'électricité du secteur ont augmenté d'environ 10 % pour le quatrième trimestre et d'environ 2 % pour l'exercice. L'augmentation pour le trimestre tient compte des températures moyennes plus élevées dans la région par rapport au trimestre correspondant de 2008. L'augmentation des ventes d'électricité pour le trimestre et pour l'exercice reflète également la perte de ventes d'électricité aux troisième et quatrième trimestres de 2008 à Fortis Turks and Caicos attribuables à l'ouragan Ike, y compris le délai encouru dans la réouverture pour la saison touristique automnale de 2008 de plusieurs hôtels importants sur les îles Turks et Caicos. L'ouragan Ike a frappé les îles Turks et Caicos au début de septembre 2008. L'augmentation des ventes d'électricité par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et à l'exercice précédent a cependant été ralentie par l'incidence négative de la récession sur la consommation des clients résidentiels et sur les activités dans les secteurs du tourisme, du pétrole et de la construction et dans les secteurs connexes.

En excluant les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities en 2008, la croissance annualisée des ventes d'électricité en 2008 s'est établie à environ 6 %.

Produits d'exploitation : Les produits ont diminué de 74 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change défavorable d'environ 12 millions $ entraîné par la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, par suite de l'affaiblissement du dollar américain en regard du dollar canadien par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, les produits ont décliné d'environ 62 millions $. Ce déclin est principalement attribuable au transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities et au fait que Caribbean Utilities a contribué au bénéfice pendant deux mois de plus en 2008, soit en août et en septembre 2008. Les facteurs ci-dessus ont été partiellement neutralisés par l'incidence d'une hausse de 2,4 % des tarifs d'électricité de base imposés à la clientèle pour Caribbean Utilities, entrée en vigueur le 1er juin 2009, et par la progression d'environ 10 % des ventes d'électricité par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les produits ont diminué de 69 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change favorable d'environ 13 millions $ entraîné par la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, par suite du raffermissement du dollar américain en regard du dollar canadien par rapport à l'exercice précédent, les produits ont reculé d'environ 82 millions $. Le recul découle du transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos et de deux mois supplémentaires de contribution au bénéfice par Caribbean Utilities en 2008, c.-à-d. en novembre et décembre 2007. Les facteurs susmentionnés ont été partiellement contrebalancés par : i) l'incidence d'une augmentation de 2,4 % des tarifs d'électricité de base imposés à la clientèle pour Caribbean Utilities, entrée en vigueur le 1er juin 2009; ii) l'effet de la hausse de la composante coûts de l'électricité du tarif d'électricité moyen imposé aux clients pour Belize Electricity, entrée en vigueur le 1er juillet 2008; iii) l'incidence favorable d'un montant de 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel en faveur de Fortis Turks and Caicos à l'égard d'un litige sur le classement des tarifs imposés aux clients; et iv) l'augmentation d'environ 2 % des ventes d'électricité annualisées. La croissance des produits a été atténuée par : i) une baisse du volet distribution à valeur ajoutée du tarif moyen de l'électricité imposé à la clientèle de Belize Electricity, entrée en vigueur le 1er juillet 2008, reflétant la baisse du taux de rendement de l'actif de la base tarifaire ("RAB") autorisé; et ii) une modification de la méthode de comptabilisation des frais d'installation chez les clients de Belize Electricity et l'incidence du remboursement de certains frais d'installation auparavant facturés. Les frais d'installation imposés à la clientèle de Belize Electricity sont maintenant comptabilisés comme un apport de capital dans le bilan plutôt que comme un produit dans l'état des résultats.

Bénéfice : La contribution au bénéfice a baissé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette baisse découle du fait que le bénéfice de 2008 comprenait une contribution supplémentaire de Caribbean Utilities de 2 millions $ pour deux mois de plus, soit août et septembre 2008, et d'un montant d'environ 1 million $ associé à un effet de change défavorable au quatrième trimestre de 2009. Compte non tenu des éléments susmentionnés, le bénéfice a progressé de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout d'une variation des estimations au titre de l'amortissement pour Fortis Turks and Caicos qui a eu une incidence positive d'environ 1,5 million $ sur la dotation aux amortissements du quatrième trimestre de 2009, ainsi que d'une hausse d'environ 10 % des ventes d'électricité et d'une augmentation de 2,4 % du tarif d'électricité de base imposé à la clientèle pour Caribbean Utilities, en partie annulées par l'augmentation des frais financiers, compte non tenu de l'incidence du change.

La contribution au bénéfice a été de 10 millions $ par rapport à l'exercice précédent. En excluant : i) la diminution de 13 millions $ du bénéfice au cours du deuxième trimestre de 2008, soit à hauteur de la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée de 18 millions $ antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires dans la décision réglementaire de juin 2008 sur les tarifs de Belize Electricity; ii) la contribution d'environ 1,5 million $ de Caribbean Utilities au bénéfice de 2008 pendant deux mois de plus, soit novembre et décembre 2007; et iii) l'effet de change favorable de quelque 1 million $, la contribution au bénéfice a reculé de 2,5 millions $ pour l'exercice par rapport à l'exercice précédent. Les facteurs qui ont entraîné la diminution de la contribution au bénéfice comprennent : i) la baisse du RCP autorisé pour Belize Electricity, entrée en vigueur le 1er juillet 2008; ii) la hausse des charges d'exploitation, compte non tenu de l'effet de change, attribuable à la montée des coûts de main-d'oeuvre, des frais juridiques, des coûts liés à la réglementation et de la dotation à la provision pour créances douteuses, en partie neutralisée par la hausse des frais généraux et administratifs capitalisés, conformément à la licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities, entrée en vigueur en avril 2008; et iii) l'effet favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique en 2008 associé à la modification du mécanisme de recouvrement du coût du combustible pour Caribbean Utilities. La licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities contient un nouveau mécanisme de transfert des coûts du combustible et du pétrole à la clientèle, qui élimine les écarts temporaires favorables ou défavorables quant au recouvrement du coût du combustible et du pétrole pour les périodes présentées postérieures au 30 avril 2008. Les facteurs susmentionnés ont été partiellement annulée par : i) l'effet favorable d'environ 1,5 million $ d'une variation des estimations au titre de l'amortissement pour Fortis Turks and Caicos; ii) l'incidence favorable d'un montant de 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel en faveur de Fortis Turks and Caicos, dont il a été question précédemment; et iii) l'incidence favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique en 2009 d'une modification de la méthode de calcul du coût du combustible recouvrable auprès des clients pour Fortis Turks and Caicos en 2009. De plus, le bénéfice a été avantagé par une hausse de 2,4 % du tarif d'électricité de base imposé à la clientèle pour Caribbean Utilities et d'environ 2 % des ventes d'électricité annualisées.

En août 2009, Caribbean Utilities a répondu à une demande de pointe record de 97,5 MW et en juillet 2009, Fortis Turks and Caicos a répondu à une demande de pointe record de 29,6 MW. En mai 2009, Fortis Turks and Caicos a mis en service deux unités de production alimentées au diesel, augmentant la capacité de production de la société de 6 MW, pour la porter à 54 MW. Fortis Turks and Caicos a également conclu une entente avec un fournisseur en vue de l'achat de deux unités de production alimentées au diesel d'une capacité combinée d'environ 18 MW pour quelque 12 millions $ US (13 millions $ CA), qui seraient livrées à la mi-2010 et au début de 2011.

En novembre 2009, la Comision Federal de Electricidad ("CFE") du Mexique a annulé le contrat d'approvisionnement énergétique garanti conclu avec Belize Electricity, pour des raisons de force majeure. Le contrat devait venir à échéance en décembre 2010. La CFE a déclaré que sa capacité de production a été considérablement restreinte en raison de problèmes liés à la disponibilité du gaz, à l'équipement de production et à l'insuffisance de la production hydroélectrique. La CFE propose de négocier un nouveau contrat visant à fournir 50 MW d'énergie économique et d'énergie d'urgence à Belize Electricity. La CFE continue d'approvisionner Belize Electricity en électricité lorsque celle-ci est disponible. La production au Belize est suffisante pour répondre à la demande énergétique nationale sans avoir recours à l'approvisionnement par la CFE.

Caribbean Utilities a effectué un placement privé de billets non garantis de premier rang à 7,50 %, 15 ans, d'un capital total de 40 millions $ US, comme suit : 30 millions $ US en mai 2009 et 10 millions $ US en juillet 2009. Le produit net du placement a été affecté au remboursement des emprunts à court terme et au financement des dépenses en immobilisations.

En juillet 2009, Fortis a acquis, par l'entremise d'une filiale en propriété exclusive, 768 200 actions ordinaires de catégorie A de Caribbean Utilities au prix de 8,00 $ US l'action. Les actions ont été acquises par Fortis en vertu d'une entente privée suivant laquelle Fortis a obtenu une participation additionnelle de 2,7 % dans Caribbean Utilities, portant ainsi sa participation conférant le contrôle à environ 59 % au 31 décembre 2009.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Belize Electricity et à Caribbean Utilities pour le quatrième trimestre de 2009, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION



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Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2009(2) 2008 Variation 2009(2) 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'énergie (GWh) 87 312 (225) 583 1 217 (634)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 5 20 (15) 39 82 (43)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique - 1 (1) 2 7 (5)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3 3 - 11 14 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 1 2 (1) 5 10 (5)
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers (1) 2 (3) 2 8 (6)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés - 3 (3) 3 10 (7)
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle (1) 1 (2) - 3 (3)
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Bénéfice 3 8 (5) 16 30 (14)
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(1) Comprend les activités d'exploitation d'actifs de production non
réglementés au Belize, en Ontario, dans la région centrale de
Terre-Neuve, en Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de
New York.
2) Les résultats tiennent compte de la contribution de la centrale
hydroélectrique Rankine en Ontario jusqu'au 30 avril 2009. Le 30 avril
2009, l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité a expiré au
terme de sa durée de 100 ans.
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Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont diminué de 225 GWh, ou 72,1 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 634 GWh, ou 52,1 %, pour l'exercice comparativement à l'exercice précédent. Comme prévu, les ventes totales d'énergie ont respectivement reculé de 164 GWh et 440 GWh pour le trimestre et pour l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent en raison de l'expiration, le 30 avril 2009, de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui touchait la centrale hydroélectrique Rankine en Ontario, à la fin de sa durée de 100 ans. Par ailleurs, la diminution totale des ventes d'énergie pour le trimestre et pour l'exercice, respectivement de 46 GWh et 158 GWh, est attribuable aux activités de production dans la région centrale de Terre-Neuve. Les ventes d'énergie de 2009 comprenaient les ventes de l'énergie produite dans la région centrale de Terre-Neuve pendant seulement un mois et demi, alors que celles de 2008 comprenaient les ventes de l'exercice complet, du fait de l'abandon de la consolidation de ces activités en février 2009, rendu nécessaire en raison des mesures prises par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador pour exproprier les actifs de la société Exploits Hydro River Partnership ("société Exploits") (se reporter à la rubrique "Activités non réglementées - Fortis Generation - Société Exploits" du présent rapport de gestion). Le reste de la diminution des ventes totales d'énergie pour le trimestre et pour l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est principalement imputable au recul de la production au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Les niveaux de production sont surtout tributaires du volume des pluies et de l'incidence des temps d'immobilisation pour l'entretien d'une unité à la centrale hydroélectrique Chalillo au Belize pendant environ un mois et demi au cours du troisième trimestre de 2009.

La nouvelle centrale hydroélectrique Vaca sera mise en service au premier trimestre de 2010. La centrale devrait accroître la production annuelle moyenne d'énergie sur la rivière Macal au Belize d'environ 80 GWh, la portant à 240 GWh.

Produits d'exploitation : Les produits ont diminué de 15 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le recul des produits est principalement attribuable aux facteurs suivants : i) la perte de produits par suite de l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui touchait la centrale hydroélectrique Rankine, décrite ci-dessus; ii) l'incidence de l'abandon de la consolidation des résultats financiers des activités de production hydroélectrique dans la région centrale de Terre-Neuve au cours du premier trimestre de 2009, dont il a été question précédemment; iii) le repli du prix moyen de gros de l'énergie par mégawattheure ("MWh") dans le nord de l'Etat de New York, qui a été de 40,66 $ US pour le quatrième trimestre de 2009 comparativement à 56,86 $ US pour le trimestre correspondant de 2008, et de 38,40 $ US pour l'exercice 2009 comparativement à 71,10 $ US pour l'exercice 2008; iv) la diminution de la production dans le nord de l'Etat de New York et au Belize; et v) l'incidence défavorable de la conversion des devises d'environ 0,5 million $.

Les produits ont diminué de 43 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Les principaux facteurs de cette diminution sont les mêmes que ceux décrits aux points i) à iii) ci-dessus, combinés à une diminution de la production dans le nord de l'Etat de New York. Les produits ont également reculé pour l'exercice par rapport à l'exercice précédent, sous l'effet de la baisse du prix moyen de gros de l'énergie par MWh en Ontario qui est tributaire des produits tirés de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui touchait la centrale hydroélectrique Rankine. Le prix moyen s'est établi à 36,83 $ de janvier à avril 2009, contre 49,70 $ pour la période correspondante de 2008. Les facteurs susmentionnés ont été en partie contrebalancée par l'incidence favorable de la conversion des devises d'environ 2 millions $.

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre a diminué de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de 2008, en raison essentiellement de l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité touchant la centrale hydroélectrique Rankine, de la baisse du prix moyen de gros de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York, de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York et au Belize et de l'incidence défavorable de la conversion des devises d'environ 0,5 million $. La diminution du bénéfice a été compensée en partie par la montée des intérêts créditeurs sur les prêts intersociétés octroyés par les activités non réglementées aux activités réglementées en Ontario, d'où la réduction des frais financiers.

Pour l'exercice, le bénéfice a reculé de 14 millions $ comparativement à l'exercice précédent en raison de l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité touchant la centrale hydroélectrique Rankine, de la baisse du prix moyen de gros de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario et de l'incidence de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York. Le recul du bénéfice a été partiellement annulé par la diminution des frais financiers pour la raison susmentionnée pour le trimestre, et par l'incidence favorable de la conversion des devises d'environ 1 million $. La contribution au bénéfice par la centrale hydroélectrique Rankine s'est établie à néant pour le quatrième trimestre de 2009 et à 3,5 millions pour 2009 comparativement à environ 4 millions $ et 16 millions $ pour les périodes correspondantes de 2008.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES



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Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Produits tirés
de l'hôtellerie 37 36 1 154 144 10
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Produits tirés
de l'immobilier 16 16 - 64 63 1
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Total des produits 53 52 1 218 207 11
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Charges d'exploitation 37 36 1 146 135 11
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Amortissement 4 4 - 16 15 1
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Frais financiers 5 6 (1) 22 24 (2)
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Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 2 - 10 10 -
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Bénéfice 5 4 1 24 23 1
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Produits d'exploitation : Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 1 million $ pour le trimestre et de 10 millions $ pour l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant la contribution au bénéfice du Sheraton Hotel Newfoundland, acquis en novembre 2008, et du Holiday Inn Select Windsor, en Ontario, acquis en avril 2009, en partie contrebalancée par une diminution, imputable à la récession, des produits tirés des autres propriétés hôtelières de la société dans toutes les régions.

Le revenu par chambre disponible s'est établi à 68,87 $ pour le quatrième trimestre comparativement à 72,86 $ pour le trimestre correspondant de 2008, et à 76,55 $ pour l'exercice contre 80,39 $ pour 2008. Cette baisse est principalement attribuable à la diminution du taux d'occupation dans toutes les régions où la société a des propriétés hôtelières, la diminution la plus importante s'étant produite dans l'ouest du Canada et en Ontario.

Les produits tirés de l'immobilier sont comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et en hausse de 1 million $ par rapport à ceux de l'exercice précédent, une hausse qui reflète la croissance enregistrée dans toutes les régions où la société a des propriétés hôtelières. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,2 % au 31 décembre 2009, contre 96,8 % au 31 décembre 2008. Le recul du taux d'occupation tient principalement à une propriété dans une région rurale de Terre-Neuve.

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre et pour l'exercice a augmenté de 1 million $ par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La contribution du Sheraton Hotel Newfoundland et du Holiday Inn Select Windsor, combinée à la contribution accrue de la division immobilière et aux frais financiers moins élevés, a été partiellement contrebalancée par le repli général du taux dans les autres propriétés hôtelières de la société. Les frais financiers ont diminué principalement en raison de la baisse du solde de la dette externe découlant des remboursements de dette prévus.

L'augmentation de 1 million $ des charges d'exploitation pour le trimestre en regard de la période correspondante de l'exercice précédent est attribuable au Holiday Inn Select Windsor. La hausse de 11 millions $ des charges d'exploitation de l'exercice par rapport à l'exercice précédent est principalement liée au Sheraton Hotel Newfoundland, y compris une charge non récurrente représentant les coûts d'exploitation transitoires engagés au premier trimestre de 2009, et au Holiday Inn Select Windsor. L'augmentation par rapport au trimestre correspondant de 2008 et à l'exercice précédent a été neutralisée en partie par une réduction généralisée des coûts dans le reste de la division de l'hôtellerie et par une baisse des charges d'exploitation engagées par la division immobilière. La dernière baisse découle principalement du reclassement dans la dotation aux amortissements de 2009 de certaines charges d'exploitation importantes qui sont recouvrables auprès des locataires et qui ont auparavant été reportées et amorties par imputation dans les charges d'exploitation.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES



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Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
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(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 6 6 - 27 26 1
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Charges d'exploitation 5 8 (3) 14 16 (2)
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Amortissement 1 2 (1) 8 8 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 21 20 1 79 80 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (6) (8) 2 (21) (23) 2
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Dividendes sur actions
privilégiées 4 4 - 18 14 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du
secteur Siège social
et autres (19) (20) 1 (71) (69) (2)
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(1) Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis et
les charges nettes des activités non réglementées du siège social de
Terasen, les résultats financiers de la participation de 30 % de
Terasen dans CWLP et ceux de la filiale en propriété exclusive non
réglementée de Terasen, TES.
(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées comme
passifs à long terme.
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Produits d'exploitation : Les produits ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et en hausse de 1 million $ par rapport à ceux de l'exercice précédent, hausse qui découle en partie de la montée des intérêts créditeurs intersociétés attribuable à l'augmentation des prêts intersociétés, annulée partiellement par la baisse de la contribution au bénéfice de CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP") en raison de l'incidence du recul du nombre de contrats des clients.

Charges nettes du secteur Siège social et autres : Les charges nettes du secteur Siège social et autres pour le trimestre ont diminué de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des frais financiers a été plus que neutralisée par la baisse des charges d'exploitation imputable à la diminution des frais de développement des affaires de Fortis, contrebalancée en partie par la montée des frais juridiques et des honoraires de consultation du secteur Siège social et par l'augmentation des coûts liés aux avantages sociaux à Terasen.

Les charges nettes du secteur Siège social et autres pour l'exercice ont augmenté de 2 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Compte non tenu d'un ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 1 million $ pour Fortis au cours du troisième trimestre de 2009 et d'une réduction d'impôt de Terasen de 2 millions $ au troisième trimestre de 2008 liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures, les charges nettes du secteur Siège social et autres pour l'exercice ont augmenté de 1 million $ par rapport à l'exercice précédent. L'augmentation découle de la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées qui est attribuable à l'émission d'actions privilégiées de premier rang, série G, au cours du deuxième trimestre de 2008, et de la baisse de la contribution au bénéfice par CWLP, contrebalancées en partie par la réduction des charges d'exploitation pour les motifs mentionnés plus haut pour le trimestre, et par la diminution des frais financiers.

Les frais financiers du trimestre ont augmenté par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet des intérêts débiteurs sur les débentures non garanties à 6,51 % d'un capital de 200 millions $ émises en juillet 2009, contrebalancés en partie par la baisse des taux d'intérêt des emprunts sur les facilités de crédit et par l'incidence favorable de la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains. Les frais financiers ont fléchi par rapport à l'exercice précédent, par suite de la baisse de la moyenne des emprunts sur les facilités de crédit pour 2009 en regard de 2008 et de celle des taux d'intérêt des emprunts. Ces baisses ont été atténuées par les intérêts débiteurs sur les débentures non garanties à 6,51 % d'un capital de 200 millions $ et par l'incidence défavorable de la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains.

En janvier 2010, Fortis a émis 250 millions $ d'actions privilégiées à taux d'intérêt fixe rajusté tous les cinq ans, dont le produit net d'environ 242 millions $ a été affecté au remboursement des emprunts sur les facilités de crédit consenties et au financement des injections de capitaux propres dans TGI aux fins du remboursement des emprunts sur les facilités de crédit du service public contractés pour répondre aux besoins de fonds de roulement et de dépenses en immobilisations.


FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

Le tableau qui suit présente une mise à jour sur les principales décisions et demandes réglementaires relatives aux services publics réglementés de la Société pour le quatrième trimestre de 2009.



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Principales décisions et demandes réglementaires
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Service public
Réglementé Description sommaire
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TGI/TGVI - Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les
prix du gaz naturel et du propane avec la British
Columbia Utilities Commission ("BCUC") afin d'assurer
que les tarifs transférés aux clients suffisent à
couvrir les coûts d'achat du gaz naturel et du
propane, tandis que les tarifs pour les activités
médianes sont passés en revue par la BCUC chaque
année en décembre. En date du 1er octobre 2009, la
BCUC a approuvé la diminution des tarifs pour le gaz
naturel pour les clients du Lower Mainland, de la
vallée du Fraser et des territoires de l'intérieur.
Avec prise d'effet le 1er janvier 2010, la BCUC a
approuvé une augmentation des tarifs pour les
activités médianes liées au gaz naturel et a maintenu
les tarifs pour le gaz naturel au même niveau pour
les clients du Lower Mainland, de la vallée du
Fraser, des territoires de l'intérieur et du Nord et
de Kootenay. La BCUC a également approuvé une hausse
des tarifs pour le propane imposés aux clients de
Revelstoke, une augmentation des tarifs pour le gaz
naturel imposés aux clients de Fort Nelson et une
baisse des tarifs pour le gaz naturel imposés aux
clients de Whistler, avec prise d'effet le 1er
janvier 2010.
- En novembre et décembre 2009, la BCUC a approuvé :
i) des accords de règlement négocié relatifs aux
demandes de besoins de revenus de TGI et de TGVI pour
2010 et 2011; ii) une augmentation de la composante
capitaux propres réputée de la structure du capital
totale de TGI, avec prise d'effet le 1er janvier
2010, pour la porter de 35 % à 40 %; iii) une
augmentation du RCP autorisé de TGI, avec prise
d'effet le 1er janvier 2009 pour le faire passer de
8,47 % à 9,50 %; et une hausse du RCP autorisé de
TGVI et de TGWI, le portant de 9,17 % à 10,00 %.
Dans sa décision à l'égard de la demande relative
au rendement des capitaux propres et à la structure
du capital, la BCUC a décidé de conserver TGI en
tant que point de repère pour le calcul du RCP
autorisé de certains services publics réglementés par
la BCUC. La BCUC a également déterminé que l'ancien
mécanisme d'ajustement automatique utilisé pour
établir le RCP chaque année n'aura plus cours et que
les RCP autorisés en vertu de la décision de la BCUC
s'appliqueront jusqu'à ce qu'ils soient passés en
revue de façon plus approfondie par la BCUC. L'accord
de règlement négocié TGI/TGVI approuvé par la BCUC
pour TGI ne comportait pas de clause permettant de
continuer d'utiliser le mécanisme d'ETR après
l'échéance, le 31 décembre 2009, de l'accord d'ETR
précédent de TGI. Les accords de règlement négocié
supposent que TGI a une base tarifaire de mi-exercice
d'environ 2 534 millions $ pour 2010, et d'environ
2 599 millions $ pour 2011 et que TGVI a une base
tarifaire de mi-exercice d'environ 554 millions $
pour 2010 et d'environ 729 millions $ pour 2011.
L'incidence globale sur les tarifs imposés à la
clientèle, y compris l'effet des modifications
apportées aux tarifs pour les activités médianes
liées au gaz naturel et au propane ou aux prix du gaz
naturel ou du propane, avec prise d'effet le 1er
janvier 2001, comprenait : i) une augmentation
d'environ 10 % pour la clientèle du secteur
résidentiel du Lower Mainland, de la vallée du
Fraser, des territoires de l'intérieur et du Nord et
de Kootenay; ii) une hausse d'environ 16 % pour la
clientèle du secteur résidentiel de Revelstoke;
iii) une baisse d'environ 12 % pour la clientèle de
Whistler; et iv) une augmentation d'environ 8 % pour
la clientèle de Fort Nelson. Les tarifs imposés à la
clientèle de TGVI demeureront inchangés pour la
période de deux ans à compter du 1er janvier 2010,
comme prescrit par l'accord de règlement négocié
approuvé par la BCUC pour TGVI.
- En juin 2009, TGI a déposé, auprès de la BCUC, une
demande visant à impartir à un service interne des
éléments essentiels de ses services clients et à
mettre en place un nouveau système d'information sur
la clientèle. Deux nouveaux centres d'appel et le
système d'information sur la clientèle devraient être
mis en place en janvier 2012. Le coût total prévu du
projet est d'environ 113 millions $ avant le report de
certaines charges d'exploitation et d'entretien.
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FortisBC - En décembre 2009, la BCUC a approuvé un accord de
règlement négocié relatif à la demande de besoins de
revenus de FortisBC pour 2010. Cet accord a donné
lieu à une hausse généralisée du tarif d'électricité
imposé à la clientèle de 6,0 % avec prise d'effet le
1er janvier 2010. La hausse de tarif est surtout
attribuable aux investissements continus de la
société dans l'infrastructure, d'où l'augmentation
des coûts de l'approvisionnement énergétique et du
coût du capital. Le RCP FortisBC autorisé de FortisBC
a été augmenté, passant de 8,87 % à 9,90 % le 1er
janvier 2010, par suite de la décision de la BCUC
d'accroître le RCP autorisé de TGI, le service public
qui sert de point de repère en Colombie-Britannique.
L'accord de règlement négocié approuvé par la BCUC
suppose une base tarifaire de mi-exercice d'environ
975 millions $ pour 2010.
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FortisAlberta - En novembre 2009, l'Alberta Utilities Commission
("AUC") a rendu une décision relativement à
l'instance générale sur les coûts du capital de 2009,
et a établi un RCP autorisé général de 9,0 % pour
2009 et 2010 pour tous les services publics d'Alberta
qu'elle régit. Le RCP autorisé, porté à 9,00 %,
contraste avec le RCP autorisé de 8,61 % qui aurait
été appliqué par l'ancien mécanisme d'ajustement
automatique du RCP pour FortisAlberta en 2009. Le
mécanisme d'ajustement automatique du RCP ne sera
plus utilisé jusqu'à ce qu'il ait fait l'objet
d'un examen plus approfondi par l'AUC. L'AUC a aussi
accru la composante capitaux propres réputée de la
structure du capital totale de FortisAlberta pour la
porter de 37 % à 41 %, avec prise d'effet le 1er
janvier 2009. Une tranche de 200 points de base de
cette augmentation de la composante capitaux propres
de la structure du capital résulte du fait que
FortisAlberta est devenue un service public non
imposable aux fins de l'établissement des tarifs.
L'AUC a également ordonné que le RCP autorisé général
pour les services publics d'Alberta qu'elle régit, y
compris FortisAlberta, sera provisoirement de 9,00 %
pour 2011. Il a été décidé d'appliquer un RCP
provisoire parce que l'AUC n'était pas prête à
imposer de nouveau une formule d'ajustement sans
avoir eu la possibilité d'évaluer l'évolution des
marchés financiers et de réexaminer les facteurs qui
devraient faire partie de la formule.
- En juin 2009, FortisAlberta a déposé une demande
biannuelle générale de besoins de revenus pour 2010
et 2011 à l'égard de la distribution. La demande
prévoit une demande tarifaire de mi-exercice
d'environ 1 538 millions $ pour 2010 et d'environ
1 724 millions $ pour 2011. L'incidence prévue sur
la composante distribution dans les tarifs imposés
à la clientèle correspond à une augmentation moyenne
de 13,3 % pour 2010 et de 14,9 % pour 2011, compte
non tenu de l'incidence d'une hausse du RCP autorisé
et de la composante capitaux propres réputée de la
structure du capital totale, en vertu de la décision
générale de l'AUC relative au coût du capital.
L'effet cumulatif du RCP et de la structure du
capital définitifs autorisés pour 2009 devrait être
recouvré à même les tarifs d'électricité imposés à la
clientèle en 2010. Les nouveaux tarifs d'électricité
imposés à la clientèle qui seront établis pour 2010
refléteront un RCP autorisé de 9,00 % sur un
pourcentage de capitaux propres réputés de 41 %.
FortisAlberta prévoit que l'AUC rendra une décision
réglementaire au printemps 2010 et que les tarifs
d'électricité définitifs imposés aux clients seront
en vigueur à la fin de 2010 ou au début de 2011.
Une approbation provisoire par l'AUC des tarifs
d'électricité imposés aux clients a donné lieu à une
hausse moyenne globale de 7,5 % des tarifs de base
de distribution d'électricité imposés aux clients de
FortisAlberta avec prise d'effet le 1er janvier 2010.
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Newfoundland Power - En décembre 2009, le Newfoundland and Labrador Board
of Commissioners of Public Utilities ("PUB") a rendu
une décision à l'égard de la demande tarifaire
générale pour 2010 de Newfoundland Power qui s'est
soldée par une augmentation moyenne globale des
tarifs de base d'électricité imposés à la clientèle
d'environ 3,5 %, avec prise d'effet le 1er janvier
2010, y compris l'incidence d'une hausse du RCP
autorisé, qui a été porté de 8,95 % en 2009 à
9,00 %, soit le taux établi par le PUB pour 2010.
La décision du PUB suppose une base tarifaire de
mi-exercice d'environ 869 millions $ pour 2010. Le
PUB a également ordonné que le RCP autorisé de
Newfoundland Power pour 2011 et 2012 soit établi au
moyen de la formule d'ajustement automatique du RCP.
Cette formule doit être réexaminée au premier
trimestre de 2010.
- En novembre 2009, le PUB a approuvé la demande de
budget d'immobilisations de la société pour 2010
d'environ 65 millions $.
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Maritime Electric - En janvier 2010, Maritime Electric a déposé une
demande auprès de la Island Regulatory and Appeals
Commission : i) pour qu'elle remette un rapport sur
l'incidence d'un nouveau calcul des coûts reportés
dans le compte du mécanisme d'ajustement du coût de
l'énergie ("MACE") en 2009 et pour que le tarif
calculé par le MACE soit porté de 7,7 cents par
kilowattheure ("kWh") à 9,4 cents par kWh, avec prise
d'effet le 1er avril 2010, et de 9,4 cents par kWh à
9,6 cents par kWh, avec prise d'effet le 1er avril
2011; ii) pour que les coûts de l'énergie de
remplacement engagés pendant la remise en état de la
centrale nucléaire Pointe Lepreau d'Energie NB
("Pointe Lepreau") pour 2009 soient amortis sur une
période de 25 ans, soit la durée de vie prolongée de
la centrale, et iii) que le RCP autorisé de 9,75 %
pour 2009 demeure inchangé en 2010 et en 2011.
- En octobre 2009, Maritime Electric a obtenu l'
approbation réglementaire, tel qu'il a été déposé, de
son budget d'immobilisations pour 2010 totalisant
22 millions $, compte non tenu des contributions de
la clientèle.
- En octobre 2009, Maritime Electric a obtenu
l'approbation réglementaire de la prolongation,
jusqu'au 31 décembre 2010, de la convention d'achat
d'énergie conclue avec Energie NB. La convention,
qui est entrée en vigueur en avril 2008, devait
échoir en septembre 2009 au moment de la remise en
service de Pointe Lepreau. La remise en état ayant
pris du retard et, par conséquent, la remise en
service ayant été reportée à une date ultérieure,
la convention d'achat d'énergie a dû être prolongée.
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FortisOntario - FortisOntario prévoit déposer une demande de nouveaux
tarifs d'électricité pour Algoma Power au cours du
premier trimestre de 2010, avec prise d'effet le 1er
juillet 2010, qui utiliserait 2010 comme année témoin
future et un RCP autorisé de 9,75 %.
- En septembre et en octobre 2009, la Commission de
l'énergie de l'Ontario ("CEO") a tenu une conférence
pour les intervenants afin de déterminer si la
conjoncture économique et la situation des marchés
financiers actuelles justifient un ajustement du coût
du capital. En décembre 2009, la CEO a publié son
rapport sur le coût du capital pour les services
publics réglementés de l'Ontario. Sur la base
des indicateurs économiques actuels, le RCP autorisé
préliminaire a été établi à 9,75 % pour les services
publics ontariens réglementés par la CEO. La formule
de calcul du RCP a été améliorée pour atténuer la
sensibilité aux variations des rendements à long
terme des obligations d'Etat et comprend un facteur
supplémentaire pour calculer les différentiels de
taux des obligations des services publics. Le RCP
autorisé révisé sera en vigueur pour l'établissement
des tarifs imposés aux clients à compter de 2010,
sous forme de demande portant sur le coût du service.
- En octobre et en novembre 2009, FortisOntario a
déposé des demandes d'établissement des tarifs de
distribution d'électricité au moyen d'un mécanisme
tarifaire incitatif de troisième génération afin
d'harmoniser les tarifs de Fort Erie et de Gananoque
avec les tarifs de Port Colborne, avec prise d'effet
le 1er mai 2010, en fonction d'une structure du
capital réputée qui comprend 40 % de capitaux
propres. Pour les années exclues du nouveau calcul,
les tarifs d'électricité imposés à la clientèle sont
établis au moyen de facteurs inflationnistes moins
une cible d'efficience, à l'aide du mécanisme
tarifaire incitatif de troisième génération de la
CEO.
- En octobre 2009, la CEO a délivré une ordonnance
tarifaire pour Port Colborne, qui approuvait
l'augmentation de 8,4 % du tarif d'électricité
définitif prenant 2009 pour année témoin, avec
prise d'effet le 1er mai 2009, l'incidence sur la
facturation aux clients prenant effet le 1er novembre
2009. L'ordonnance tarifaire a ratifié une structure
du capital réputée qui comprend 43,3 % de capitaux
propres et a approuvé un RCP autorisé de 8,01 %
pour 2009.
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Belize Electricity - Les modifications apportées à la législation sur
l'électricité par le gouvernement du Belize et la
Public Utilities Commission du Belize ("PUC") ainsi
que la décision finale rendue par la PUC en juin
2008 et la modification apportée en février 2009 à la
décision finale de juin 2008 (la "modification"), qui
étaient fondées sur la législation modifiée, ont fait
l'objet d'une contestation judiciaire par Belize
Electricity dans le cadre de plusieurs instances. Le
processus judiciaire se poursuit, donnant lieu à des
décisions provisoires, des jugements et des appels.
A l'heure actuelle, il est impossible de prédire
quand ces instances s'achèveront et quelle en sera
l'issue finale. La Cour suprême du Belize a émis
une injonction contre la modification jusqu'à ce que
l'appel de Belize Electricity de la décision finale
de juin 2008 soit instruit devant la Cour. L'appel
de la décision finale de juin 2008 a été entendu au
début d'octobre 2009, mais après avoir étudié les
éléments préliminaires, le juge a reporté l'affaire
à une date qui reste à déterminer. De plus, l'appel
par Belize Electricity de la décision précédente
devant la Cour suprême du Belize qui confirmait
certaines modifications apportées à la législation
sur l'électricité par le gouvernement du Belize et
la PUC a été rejeté en juin 2009.
- En juin 2009, le gouvernement du Belize a publié un
texte réglementaire en vertu duquel les fournisseurs
de services de production d'électricité et
d'approvisionnement en eau, y compris Belize Electric
Company Limited, seraient déclarés fournisseurs de
services publics au sens de la loi intitulée Public
Utilities Commission Act en date du 1er mai 2009.
Fortis continue d'évaluer le texte réglementaire et
ses répercussions sur les conventions d'achat
d'électricité déjà négociées et approuvées par la
PUC.
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Carribean Utilities - En octobre 2009, Caribbean Utilities a soumis un
programme quinquennal d'investissement en
immobilisations totalisant 157 millions $ US pour la
période de 2010 à 2014 auprès de la Electricity
Regulatory Authority ("ERA").
- En avril 2009, Caribbean Utilities a répondu à un
appel de soumissions pour l'installation de deux
unités de production de 16 MW chacune, la première
devant être installée en mai 2012 et l'autre en
mai 2013. Un autre soumissionnaire a manifesté son
intérêt pour la production combinée de 32 MW. En
septembre 2009, en raison de la conjoncture
économique et de la révision des prévisions à moyen
terme de croissance de la charge par Caribbean
Caribbean Utilities, l'ERA a annulé l'appel de
soumissions visant cette Utilitiesexpansion de
capacité de 32 MW. Caribbean Utilities et l'ERA
continueront de surveiller les indicateurs de
croissance et réviseront les prévisions, au besoin.
Un nouvel appel de soumissions pourrait être lancé
si les indicateurs révélaient des besoins futurs
de capacité additionnelle. Le programme
d'investissement en immobilisations de Caribbean
Utilities pour 2010 à 2014 tient compte des
prévisions de baisse de la croissance et du report
de la nouvelle capacité de production de 32 MW.
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STRUCTURE DU CAPITAL

Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, nécessitent un accès constant à des capitaux pour permettre aux entreprises de services publics de financer l'entretien et l'expansion de leurs réseaux. Fortis contracte des dettes par l'entremise de ses filiales à l'appui d'investissements dans les infrastructures afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes, et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs. Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient une structure du capital qui lui est propre et qui est conforme à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise de services publics.

Le tableau ci-dessous présente une comparaison de la structure du capital consolidée de Fortis au 31 décembre 2009 avec la structure du capital consolidée au 31 décembre 2008.



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Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux 31 décembre
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
---------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 830 60,2 5 468 59,5
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 6,9 667 7,3
-------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
attribuables aux
actionnaires ordinaires 3 193 32,9 3 046 33,2
-------------------------------------------------------------------------
Total 9 690 100,0 9 181 100,0
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent la dette à long terme et les obligations liées aux
contrats de location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un an,
et les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprennent les actions privilégiées classées tant comme passifs à
long terme que comme capitaux propres.
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-------------------------------------------------------------------------


La légère modification à la structure du capital découle d'un endettement plus élevé à l'appui des investissements dans les infrastructures et de la hausse du cumul des autres éléments du résultat étendu attribuable à l'effet de change défavorable, le tout en partie contrebalancé par le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 129 millions $, et à l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation, reflétant l'incidence de la bonification du Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de la Société.

Les notes de la Société se présentent comme suit :



Standard & Poor's ("S&P") A- (note à long terme de la Société et
des titres de créance non garantis)
DBRS BBB (élevé) (note des titres de créance
non garantis)


En septembre 2009, S&P a confirmé la note de Fortis, soit A- (perspective stable). Les notes de Fortis reflètent la diversité des activités de Fortis, la nature autonome et la séparation financière de chaque filiale réglementée de Fortis, l'engagement de la direction à contenir l'endettement à l'échelon de la société de portefeuille et l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition de services publics réglementés stables.

FLUX DE TRESORERIE

Le tableau qui suit présente les sources et les affectations des flux de trésorerie de la Société pour le quatrième trimestre et l'exercice 2009 comparativement aux périodes correspondantes de 2008.



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Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 106 68 38 66 58 8
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à ce qui suit :
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 70 208 (138) 637 661 (24)
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (312) (272) (40) (1 052) (852) (200)
-------------------------------------------------------------------------
Activités
de financement 222 59 163 438 196 242
-------------------------------------------------------------------------
Effet de change
sur les soldes
de trésorerie (1) 3 (4) (4) 3 (7)
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la
fin de la période 85 66 19 85 66 19
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements du fonds de roulement ont diminué de 138 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La diminution est principalement attribuable aux variations défavorables du fonds de roulement des sociétés Terasen Gas qui reflètent les écarts entre les coûts du gaz naturel et les tarifs du gaz naturel facturés à la clientèle pour la période et ceux de la période correspondante de l'exercice précédent, et le calendrier de déclaration des dividendes sur les actions ordinaires. Les flux de trésorerie annuels provenant des activités d'exploitation, après ajustements du fonds de roulement, ont été inférieurs de 24 millions $ à ceux de l'exercice précédent, en raison des facteurs décrits pour le trimestre, ainsi que du calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices des sociétés de Newfoundland Power et de l'augmentation de leur montant, neutralisés en partie par les variations favorables du compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO") pour FortisAlberta.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement pour le trimestre ont augmenté de 40 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, compte tenu de l'acquisition d'Algoma Power au quatrième trimestre de 2009 au montant d'environ 70 millions $, moins la trésorerie acquise, alors que le Sheraton Hotel Newfoundland avait été acquis au quatrième trimestre de 2008 au montant d'environ 22 millions $, et compte tenu du recul des contributions destinées à la construction, contrebalancées partiellement par la baisse des dépenses en immobilisations attribuable aux services publics dans les Caraïbes. Les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement se sont établis à 200 millions $ de plus qu'à l'exercice précédent. En 2009, les flux de trésorerie reflètent cependant l'acquisition d'Algoma Power au montant de 70 millions $, moins la trésorerie acquise, l'acquisition du Holiday Inn Select Windsor pour un montant approximatif de 7 millions $ et l'acquisition d'une participation additionnelle de 2,7 % dans Caribbean Utilities au coût d'environ 7 millions $. Les flux de trésorerie d'investissement de 2008 reflétaient l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland pour un montant d'environ 22 millions $. En excluant l'incidence des acquisitions d'entreprises en 2009 et 2008, les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement ont augmenté par rapport à l'exercice précédent en raison de la hausse des dépenses en immobilisations principalement attribuable à FortisAlberta et aux sociétés Terasen Gas, et de la diminution des contributions destinées à la construction.

Les flux de trésorerie provenant des activités de financement pour le trimestre ont dépassé de 163 millions $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout d'une augmentation nette de la dette au quatrième trimestre de 2009, en comparaison d'une diminution nette de la dette au quatrième trimestre de 2008, annulée en partie par le niveau moins élevé des produits tirés des émissions d'actions ordinaires. Au cours du quatrième trimestre de 2008, Fortis a émis 300 millions $ d'actions ordinaires. Les flux de trésorerie annuels provenant des activités de financement ont progressé de 242 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Cette progression est principalement attribuable à l'augmentation nette de la dette en 2009 comparativement à une diminution nette de la dette en 2008, en partie contrebalancée par la baisse des produits tirés des émissions d'actions ordinaires et privilégiées. Outre l'émission d'actions ordinaires d'un capital de 300 millions $ en 2008, la Société a émis 230 millions $ d'actions privilégiées au deuxième trimestre de 2008.

PROGRAMME D'IMMOBILISATIONS

Les services réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent les principales activités de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Des investissements dans l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré, ainsi que la fiabilité et la sécurité des réseaux de gaz et d'électricité, et pour répondre aux besoins de la clientèle croissante. Tous les coûts considérés comme des coûts de maintenance et de réparation sont passés en charges dès qu'ils sont engagés. Les coûts de remplacement, de mise à niveau et d'amélioration des immobilisations sont capitalisés dès qu'ils sont engagés.

Les dépenses en immobilisations consolidées brutes pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009 ont excédé 1 milliard $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour 2009.



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-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)(1)
Exercice terminé le
31 décembre 2009 (en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Autres Total -
Services Services
publics publics
Sociétés Fortis Newfoundland réglementés réglementés
Terasen Gas Alberta(2) FortisBC Power au Canada au Canada
-------------------------------------------------------------------------
246 407 115 74 46 888
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés Services
dans les publics non Fortis
Caraïbes réglementés(3) Properties Total
-------------------------------------------------------------------------
92 18 26 1 024
-------------------------------------------------------------------------
(1) Se rapportent aux immobilisations de services publics, aux biens
productifs et aux actifs incorporels, et comprennent les dépenses
associées aux actifs en construction. Comprennent les coûts
d'enlèvement d'actifs et de remise en état des lieux, déduction
faite du produit de récupération, pour les services publics
dont les dépenses de ce type sont admissibles dans la base
tarifaire de 2009. Exclut la composante capitaux propres
capitalisés sans effet sur la trésorerie de la provision pour
les fonds utilisés pendant la construction.
(2) Comprennent les paiements versés à l'AESO au titre des investissements
dans des projets d'immobilisations de transport.
(3) Comprennent les dépenses en immobilisations des services publics de
gaz non réglementés et du siège social.
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Les dépenses en immobilisations consolidées brutes réelles de 2009 ont été comparables à celles qui avaient été prévues et présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande d'énergie, des conditions climatiques et des coûts de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs, y compris la situation économique, qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues. Une augmentation des dépenses en immobilisations de FortisAlberta associée à des dépenses en immobilisations plus élevées que prévu liées aux clients, y compris les branchements des nouveaux clients, et l'inclusion des dépenses en immobilisations liées au transport de l'AESO dans le total des dépenses en immobilisations ont été contrebalancées principalement par : i) le report de 2009 à 2010 de certaines dépenses en immobilisations liées au projet hydroélectrique de Vaca et à certains projets des sociétés Terasen Gas et de FortisBC; ii) les dépenses en immobilisations moins élevées que prévu pour les activités non réglementées de TES; et iii) la diminution des dépenses de FortisBC liées au projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan, comme il est expliqué ci-après.

Une mise à jour sur les projets en immobilisations importants de 2009 depuis le 31 décembre 2008 est présentée ci-après.

En 2009, FortisAlberta a poursuivi le remplacement des compteurs traditionnels par la nouvelle infrastructure de compteurs automatisés. Conformément à la directive du ministère de l'Energie de l'Alberta sur les fonctions de la nouvelle infrastructure, FortisAlberta a modifié la portée prévue de son programme de compteurs automatisés, entraînant une augmentation du coût global prévu pour le projet qui est passé de 124 millions $, comme présenté dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à environ 155 millions $. Il est possible que FortisAlberta engage des coûts en immobilisations supplémentaires pour ce projet, une fois que les obligations d'information à l'égard des données collectées par les compteurs auront été clarifiées par les organismes gouvernementaux compétents. Le coût final du projet est assujetti à l'approbation des organismes de réglementation.

TGVI a terminé la construction du tronçon de 50 kilomètres du gazoduc reliant Squamish et Whistler au cours du printemps 2009 et la conversion des appareils de la clientèle de Whistler a été achevée en août 2009. Le coût total estimatif du projet de construction du gazoduc et de conversion des appareils s'établit à environ 56 millions $, soit 8 millions $ de plus que les montants approuvés préalablement par la BCUC pour ce projet. Une provision d'environ 5 millions $ quant aux coûts supplémentaires de conversion des appareils a été portée en résultats au quatrième trimestre de 2009. Toutefois, des demandes d'inclusion de la totalité des coûts supplémentaires dans la base tarifaire ont été déposées auprès de la BCUC. Le tronçon du gazoduc et la conversion des appareils étaient nécessaires pour que l'ensemble du réseau de distribution de propane de TGWI soit converti en réseau de distribution de gaz naturel.

Le projet de restauration des berges sud et du bras sud du fleuve Fraser a été approuvé par la BCUC en mars 2009 et comprend l'installation et le remplacement de certaines traversées submergées du pipeline de transport qui comportent un risque potentiel de rupture dans l'éventualité d'un séisme de grande magnitude. Le coût estimatif du projet est d'environ 27 millions $ et devrait être achevé en 2010.

En juin 2009, TGI a déposé une demande auprès de la BCUC pour impartir à un service interne des éléments essentiels de ses services clients et pour mettre en place un nouveau système d'information sur la clientèle. Deux nouveaux centres d'appel et le système d'information sur la clientèle devraient être en place en janvier 2012 et le coût prévu du projet s'élève à environ 113 millions $, avant le report de certaines charges d'exploitation et d'entretien. Le coût révisé du projet se compare au coût de 145 millions $ estimé initialement et annoncé au deuxième trimestre de 2009.

En juillet 2009, FortisBC a commencé la construction du projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan, évalué à environ 110 millions $, et prévoit la terminer en 2011. Le coût total prévu du projet est moins que l'estimation initiale de 141 millions $ présentée dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. La baisse du coût est principalement attribuable à une diminution des coûts prévus pour la main-d'oeuvre, l'équipement et les matériaux. Le projet a trait à la mise à niveau des lignes de transport aériennes existantes, qui passeront de 161 kilovolts ("kV") à 230 kV entre Penticton et Oliver, et à la construction d'un nouveau poste de 230 kV dans la région d'Oliver.

En 2009, Caribbean Utilities a mis en service une unité de production au diesel de 16 MW dont le coût a totalisé environ 35 millions $.

La centrale hydroélectrique Vaca, projet de 53 millions $ US, sera mise en service au premier trimestre de 2010. La centrale devrait accroître la production annuelle moyenne d'énergie sur la rivière Macal au Belize d'environ 80 GWh, la portant à 240 GWh.

Au cours de la période de cinq exercices allant de 2010 à 2014, les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient avoisiner 5 milliards $. Environ 70 % des dépenses en immobilisations devraient être engagées par les entreprises de services publics d'électricité réglementés, notamment FortisAlberta et FortisBC. Environ 27 % de ces dépenses devraient être engagées par les entreprises de services publics réglementés de gaz et les 3 % restants devraient être affectés aux activités non réglementées. Les dépenses en immobilisations des entreprises de services publics réglementés sont assujetties à une approbation réglementaire.

Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes prévues par secteur pour 2010.



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Dépenses en immobilisations brutes prévues (non vérifié)(1)
Exercice se terminant le 31 décembre 2010
(en millions $)
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Autres Total -
Services Services
publics publics
Sociétés Fortis Newfoundland réglementés réglementés
Terasen Gas Alberta(2) FortisBC Power au Canada au Canada
-------------------------------------------------------------------------
327 363 168 69 47 974
-------------------------------------------------------------------------

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Services publics
réglementés Services
dans les publics non Fortis
Caraïbes réglementés(3) Properties Total
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82 16 26 1 098
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(1) Se rapportent aux immobilisations de services publics, aux biens
productifs et aux actifs incorporels, et comprennent les dépenses
prévues associées aux actifs en construction. Comprennent les
prévisions de coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des
lieux, déduction faite du produit de récupération, pour les services
publics dont les dépenses de ce type sont admissibles dans la base
tarifaire. Excluent la composante capitaux propres capitalisés sans
effet sur la trésorerie de la provision pour les fonds utilisés
pendant la construction.
(2) Comprennent les paiements qui devraient être faits à l'AESO au titre
des investissements dans des projets d'immobilisations de transport.
(3) Comprennent les prévisions de dépenses en immobilisations des services
publics de gaz non réglementés et du siège social.
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Les projets d'immobilisations importants pour 2010 comprennent la poursuite de la construction de l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié de TGVI; le lancement du projet d'amélioration des services clients de TGI, sous réserve de l'approbation par les organismes de réglementation; la poursuite du projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan, des projets liés au transport et des mises à niveau des actifs de production de Fortis BC; la mise en oeuvre de l'infrastructure de compteurs automatisés de FortisAlberta; et l'achèvement du projet de restauration des berges sud et du bras sud du fleuve Fraser.

FACILITES DE CREDIT

Au 31 décembre 2009, la Société et ses filiales avaient des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont une tranche d'environ 1,4 milliard $ demeurait inutilisée. Les facilités de crédit sont presque en totalité contractées auprès des sept plus importantes banques canadiennes, aucune banque ne représentant plus de 25 % de ces facilités. Une tranche d'environ 2,0 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités consenties, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

Le sommaire qui suit présente les facilités de crédit de la Société et de ses filiales.



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Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)
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Siège Services Total au Total au
social et publics Fortis 31 décembre 31 décembre
(en millions $) autres réglementés Properties 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
Total des
Facilités
de crédit 645 1 495 13 2 153 2 228
-------------------------------------------------------------------------
Facilités
de crédit
utilisées :
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Emprunts à
court terme - (409) (6) (415) (410)
-------------------------------------------------------------------------
Dette à
long terme,
y compris
la tranche
échéant à
moins d'un an (125) (83) - (208) (224)
-------------------------------------------------------------------------
Lettres de
crédit en cours (1) (98) (1) (100) (104)
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Facilités de
crédit disponibles 519 905 6 1 430 1 490
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FortisBC prévoit que sa facilité de crédit renouvelable consentie à 364 jours de 100 millions $, échéant en mai 2010, sera prolongée pour une durée supplémentaire de 364 jours.

Maritime Electric prévoit que sa facilité de crédit renouvelable consentie à 364 jours de 50 millions $, échéant en mars 2010, sera renouvelée pour une durée supplémentaire de 364 jours.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES DE FORTIS GENERATION - SOCIETE EXPLOITS

La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par AbitibiBowater Inc. ("Abitibi"). La société Exploits exploitait deux centrales hydroélectriques non réglementées dans la région centrale de Terre-Neuve d'une capacité combinée d'environ 36 MW. En décembre 2008, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a exproprié les actifs hydroélectriques et les droits d'usage de l'eau d'Abitibi à Terre-Neuve, y compris ceux de la société Exploits. L'usine à papier journal de Grand Falls-Windsor a été fermée le 12 février 2009. Par la suite, Nalcor Energy, une société d'Etat, a pris en charge les activités quotidiennes des centrales hydroélectriques de la société Exploits, à titre d'agent du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador relativement aux questions liées à l'expropriation. Etant donné la perte de contrôle sur les flux de trésorerie et les activités, Fortis a dû cesser de consolider les résultats de la société Exploits, à compter du 12 février 2009. Des discussions sont en cours entre Fortis Properties et Nalcor Energy relativement aux questions liées à l'expropriation.

INCIDENCE DE LA RECESSION ECONOMIQUE

Dépenses en immobilisations : Les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre environ 1,1 milliard $ pour 2010, un niveau comparable à celui de 2009, et avoisiner 5 milliards $ pour les cinq prochains exercices. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande d'énergie, des conditions climatiques et des coûts de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs, y compris la situation économique, qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues. Une forte baisse de la demande d'énergie dans les territoires de service de la Société, en conséquence d'un ralentissement grave et prolongé des conditions économiques, pourrait provoquer une baisse des dépenses en immobilisations qui, à son tour, se répercuterait sur la base tarifaire et la croissance du bénéfice.

Flux de trésorerie : La Société ne prévoit pas que les flux de trésorerie d'exploitation annuels consolidés diminueront de façon importante en 2010 sous l'effet de la persistance de la récession. Les filiales prévoient être en mesure d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2010.

Coût du capital et accès au capital : En dépit de la volatilité sur les marchés financiers mondiaux, la Société et ses filiales ont réussi à mobiliser des capitaux à long terme à des taux raisonnables, Cependant, la persistance de la volatilité sur les marchés des capitaux mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses services publics et avoir un effet sur le calendrier et la fréquence des émissions. Bien que les coûts d'emprunt risquent de monter, la Société et ses services publics prévoient continuer d'avoir un accès raisonnable à du capital à court et à moyen terme. Le coût des facilités de crédit renouvelées ou prorogées pourrait aussi augmenter dans le futur; toutefois, toute hausse des intérêts débiteurs ou des frais ne devrait pas avoir d'incidence importante sur les résultats financiers consolidées de la Société en 2010 puisque la majeure partie du total des facilités de crédit consenties comporte des échéances qui se situent entre 2011 et 2013. En raison de la nature réglementée des services publics de la Société, la hausse des coûts d'emprunt peut être recouvrée dans les tarifs futurs imposés à la clientèle.

Rendements réglementés autorisés : Les mécanismes d'ajustement du RCP liés au rendement des obligations à long terme du Canada utilisés au cours des dernières années par les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power ont donné de plus faibles RCP autorisés. Les décisions réglementaires rendues au quatrième trimestre de 2009 ont atténué le risque que les RCP autorisés diminuent davantage. En décembre 2009, la BCUC a rendu une décision qui approuvait l'augmentation du RCP autorisé de TGI et de FortisBC pour le porter respectivement à 9,50 % et 9,90 %. La BCUC a également statué que l'ancien mécanisme d'ajustement automatique du RCP n'aurait plus cours et que le RCP autorisé, établi en vertu de la décision de la BCUC, s'appliquera jusqu'à ce que le mécanisme soit passé en revue de façon plus approfondie par la BCUC. En novembre 2009, l'AUC a rendu une décision relativement à l'instance générale sur le coût du capital de 2009.
La décision approuvait l'augmentation du RCP autorisé des services publics qu'elle régit en Alberta, y compris FortisAlberta, pour le porter à 9,00 % et a mis fin à l'utilisation de la formule d'ajustement automatique du RCP jusqu'à ce qu'elle soit passée en revue plus en profondeur par l'AUC. En décembre 2009, la CEO a publié son rapport sur le coût du capital pour les services publics réglementés de l'Ontario. La CEO a haussé le RCP autorisé des services publics ontariens qu'elle régit, y compris FortisOntario, pour le faire passer à 9,75 %, a amélioré la formule de calcul du RCP pour réduire la sensibilité aux variations des différentiels de taux des obligations du Canada à long terme et a inclus un facteur supplémentaire dans le calcul des différentiels de taux des obligations des services publics. L'Office national de l'énergie ("ONE"), organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur de l'énergie du Canada, a rendu une décision en 2009 concernant l'augmentation du coût du capital total réglementé de Trans Québec et Maritimes inc. ("TQM"), service public réglementé canadien d'exploitation de gazoducs, qui a effectivement approuvé une hausse d'environ 100 points de base du RCP autorisé de TQM pour 2008, pour le faire passer à 9,70 % pour un ratio des capitaux propres de 40 %. L'augmentation du coût du capital total et du RCP autorisé est attribuable à une modification de méthode qui fait en sorte que l'on tient compte maintenant des informations sur le marché des capitaux, qui englobent notamment les changements ayant eu une incidence sur les marchés financiers et la conjoncture économique. En octobre 2009, l'ONE a rendu une décision à l'effet que sa formule de 1994 servant à calculer le rendement du capital-actions des sociétés pipelinières, utilisée pour établir le coût du capital de ces sociétés, a cessé d'être en vigueur, puisqu'il existe un doute quant au bien-fondé continu de l'utilisation de cette formule. Le coût du capital sera plutôt établi par voie de négociations entre les sociétés pipelinières et les expéditeurs, ou encore par l'ONE.

Résultats d'exploitation : Les produits tirés des propriétés hôtelières comparables de la division hôtelière de Fortis Properties ont reculé en 2009, et la croissance interne des produits continuera de chanceler en 2010 par suite de la récession et de l'incidence de cette dernière sur les déplacements de loisirs et d'affaires et sur les séjours hôteliers. Dans les Caraïbes, l'importance et les variations des activités touristiques et des activités connexes, qui sont étroitement liées à la situation économique, influent sur les ventes d'électricité puisqu'elles touchent la demande d'électricité des grands hôtels et des immeubles d'habitation en copropriété qui sont servis par les services publics réglementés de la Société dans cette région. Par suite de l'incidence de la récession, la croissance annualisée des ventes d'électricité par les services publics d'électricité réglementés de la Société dans les Caraïbes n'a atteint qu'environ 2 % en 2009 et devrait être négligeable en 2010.

La hausse des prix de l'énergie peut entraîner une baisse de la consommation des clients résidentiels. Les activités d'exploration et de production de gaz naturel et de pétrole brut dans certains territoires servis par la Société sont étroitement liées aux prix du gaz naturel et du pétrole brut. Le volume de ces activités peut avoir une incidence sur la demande d'énergie et réduire les ventes d'énergie locales dans certains territoires servis par la Société.

Régimes de retraite à prestations déterminées : La juste valeur des actifs des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société a augmenté d'environ 14 %, ou 82 millions $, au cours de 2009, une augmentation proportionnelle à celle des marchés financiers, en comparaison d'une diminution d'environ 14 %, ou 95 millions $, en 2008 attribuable principalement à la conjoncture défavorable. Les variations des marchés qui se répercutent sur le rendement des actifs des régimes de retraite et les taux d'actualisation pourraient entraîner des variations importantes des besoins de capitalisation futurs des régimes de retraite ou des coûts nets des régimes de retraite, ou les deux. La baisse de la juste valeur des actifs des régimes de retraite au cours de 2008 n'a pas eu d'incidence importante sur les obligations de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidées de la Société pour 2009. Les taux d'actualisation utilisés pour calculer les coûts nets des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2009 ont dépassé les taux utilisés pour calculer les coûts nets des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2008, le différentiel de risque de crédit rattaché aux obligations de sociétés de grande qualité s'étant accentué à cause de la volatilité des marchés financiers. En 2009, l'amortissement des pertes de 2008 liées aux actifs des régimes de retraite a été en grande partie contrebalancé par l'incidence des taux d'actualisation plus élevés présumés.

Les résultats des évaluations actuarielles finalisées réalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour les régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société en date du 31 décembre 2008 et, pour un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen en date du 31 décembre 2007, n'ont pas eu une incidence importante sur les coûts nets consolidés des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2009.

Les cotisations pour la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés, y compris les montants pour services rendus et pour la solvabilité ainsi que les montants spéciaux au titre de la capitalisation, ont atteint 21 millions $ en 2009 et devraient s'établir à 20 millions $ en 2010, à 8 millions $ en 2011, à 4 millions $ en 2012 et à 3 millions $ en 2013. Fortis prévoit que toute obligation de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées sera financée surtout au moyen d'une combinaison des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et des montants disponibles en vertu des facilités de crédit existantes. Les cotisations susmentionnées sont toutefois fondées sur des estimations provenant des dernières évaluations actuarielles finalisées, qui fournissent généralement des estimations en matière de capitalisation pour une période de seulement trois à cinq ans à partir de la date des évaluations.

Les prochaines évaluations actuarielles des régimes de retraite à prestations déterminées les plus importants devraient avoir lieu aux dates suivantes :



31 décembre 2009 Terasen (régimes des employés non syndiqués)
31 décembre 2010 Terasen (régimes des employés syndiqués) et FortisBC
31 décembre 2011 Newfoundland Power


Les coûts des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés devraient augmenter en 2010 par rapport à 2009, en raison surtout de la baisse des taux d'actualisation présumés dans les évaluations des obligations des régimes de retraite, du fait de la diminution des différentiels de risque de crédit rattachés aux obligations de sociétés de première qualité, et du fait de l'amortissement des pertes actuarielles nettes subies au cours des exercices précédents.

Toute augmentation des obligations futures de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées ou des coûts nets des prestations, ou les deux, pour les services publics réglementés pourrait être recouvrée dans les tarifs futurs imposés à la clientèle, ou remboursée à cette dernière, sous réserve des risques liés aux prévisions. Toutefois, pour les sociétés Terasen Gas, FortisBC et Newfoundland Power, à compter de 2010, tout écart entre la charge de retraite réelle et la charge de retraite prévue dont le recouvrement dans les tarifs imposés à la clientèle a été approuvé pour l'exercice est assujetti au traitement relatif au compte de report pour recouvrement dans les tarifs futurs imposés à la clientèle, ou pour remboursement à cette dernière, sous réserve d'une approbation réglementaire.

Risque de contrepartie : Les sociétés Terasen Gas sont exposées à un risque de crédit en cas de défaut des contreparties à ses instruments financiers dérivés. Les sociétés Terasen Gas sont également exposées à un risque de crédit élevé à l'égard des ventes physiques hors réseau. Les sociétés Terasen Gas traitent avec des institutions très solvables, conformément aux pratiques établies en matière d'approbation de crédit. En raison des événements survenus sur les marchés financiers au cours de la dernière année, y compris l'importante intervention dans les systèmes bancaires par des gouvernements, les sociétés Terasen Gas ont restreint davantage le nombre de leurs contreparties financières et ont réduit le crédit consenti aux contreparties de leurs ventes physiques hors réseau, ou ont demandé des sûretés supplémentaires à ces contreparties. Aucune contrepartie des sociétés Terasen Gas ne s'est retrouvée en situation de défaut à leur égard en 2009, et les sociétés Terasen Gas ne s'attendent pas à ce qu'une contrepartie manque à ses obligations. Toutefois, la qualité du crédit des contreparties peut changer rapidement, comme l'ont démontré les événements de la dernière année.

Un repli prolongé de la conjoncture économique pourrait aussi entraver la capacité de la clientèle de payer pour le gaz et l'électricité consommés, ce qui aurait une incidence négative sur la chronologie et le recouvrement des créances clients des services publics.

Notes de crédit : En 2009, les seules modifications apportées aux notes de crédit des filiales actuellement notées de la Société concernaient les notes de crédit de Newfoundland Power, de TGI et de Caribbean Utilities. En août 2009, Moody's a relevé la note de crédit des obligations hypothécaires de premier rang de Newfoundland Power, la faisant passer de Baa1 à A2 et a relevé la note des débentures garanties de TGI, la faisant passer de A2 à A1. En novembre 2009, S&P a modifié la perspective de la note de crédit d'émetteur de Caribbean Utilities pour la faire passer de A(stable) à A(négatif) en raison des pressions exercées sur l'économie des îles Caïman qui pourraient donner lieu à un contexte d'exploitation plus contraignant pour Caribbean Utilities au cours des prochaines années. Fortis et ses services publics réglementés ne prévoient pas que les agences de notation procéderont à des déclassements importants à court terme. Toutefois, la crise financière mondiale a entraîné une certaine critique des agences de notation et de leurs critères, ce qui pourrait entraîner une modification des pratiques et des politiques de notation du crédit.

EVENEMENT POSTERIEUR A LA DATE DU BILAN

En janvier 2010, Fortis a émis 250 millions $ d'actions privilégiées à taux d'intérêt fixe rajusté tous les cinq ans, dont le produit net d'environ 242 millions $ a été affecté au remboursement des emprunts sur les facilités de crédit consenties et au financement des injections de capitaux propres dans TGI aux fins du remboursement des emprunts sur les facilités de crédit de ce service public contractés pour répondre aux besoins de fonds de roulement et de dépenses en immobilisations.

PERSPECTIVES

L'important programme d'immobilisations de la Société, qui devrait atteindre près de 5 milliards $ au cours des cinq prochaines années, devrait se traduire par une croissance du bénéfice et des dividendes.

La Société se garde ouverte à des possibilités d'acquisitions à des fins de croissance rentable, en mettant l'accent sur les occasions stratégiques d'acquérir des activités réglementées de services publics de gaz naturel et d'électricité aux Etats-Unis, au Canada et dans les Caraïbes. Fortis recherche aussi des occasions de croissance pour ses activités non réglementées afin de soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.

FORTIS INC.

Etats financiers consolidés

Pour les trois mois et douze mois terminés le 31 décembre 2009 et 2008

(non vérifé)



Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux 31 décembre
(en millions de dollars canadiens)

2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 85 $ 66 $
Débiteurs 595 681
Charges payées d'avance 16 17
Actifs réglementaires 223 157
Stocks 178 229
Impôts futurs 29 -
-------------------------------------------------------------------------
1 126 1 150

Autres actifs 174 230
Actifs réglementaires 758 203
Impôts futurs 17 54
Immobilisations de services publics 7 687 7 141
Biens productifs 559 540
Actifs incorporels 279 273
Ecart d'acquisition 1 560 1 575
-------------------------------------------------------------------------
12 160 $ 11 166 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme 415 $ 410 $
Créditeurs et charges à payer 852 874
Dividendes à verser 3 47
Impôts à payer 23 66
Passifs réglementaires 53 45
Versements pour la période au titre de la dette à
long terme et des obligations liées aux contrats
de location-acquisition 224 240
Impôts futurs 24 15
-------------------------------------------------------------------------
1 594 1 697

Crédits reportés 295 277
Passifs réglementaires 436 389
Impôts futurs 576 61
Dette à long terme et obligations liées aux contrats
de location-acquisition 5 276 4 884
Part des actionnaires sans contrôle 123 145
Actions privilégiées 320 320
-------------------------------------------------------------------------
8 620 7 773
-------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires 2 497 2 449
Actions privilégiées 347 347
Surplus d'apport 11 9
Composante capitaux propres des débentures convertibles 5 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu (83) (52)
Bénéfices non répartis 763 634
-------------------------------------------------------------------------
3 540 3 393
-------------------------------------------------------------------------

12 160 $ 11 166 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)

Trimestre Exercice
-------------------------------------------------------------------------
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 1 018 $ 1 181 $ 3 637 $ 3 903 $
-------------------------------------------------------------------------

Charges
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 520 685 1 799 2 112
Charges d'exploitation 212 208 773 743
Amortissement 90 93 364 348
-------------------------------------------------------------------------
822 986 2 936 3 203
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 196 195 701 700

Frais financiers 93 93 360 363
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices des sociétés et part des
actionnaires sans contrôle 103 102 341 337
Impôts sur les bénéfices des sociétés 15 17 49 65
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part des
actionnaires sans contrôle 88 85 292 272

Part des actionnaires sans contrôle 3 5 12 13
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 85 80 280 259
Dividendes sur actions privilégiées 4 4 18 14
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actions ordinaires 81 $ 76 $ 262 $ 245 $
-------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire
De base 0,48 $ 0,48 $ 1,54 $ 1,56 $
Dilué 0,46 $ 0,46 $ 1,51 $ 1,52 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens)

Trimestre Exercice
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 682 $ 602 $ 634 $ 551 $
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 81 76 262 245
-------------------------------------------------------------------------
763 678 896 796
Dividendes sur actions ordinaires - (44) (133) (162)
-------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 763 $ 634 $ 763 $ 634 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 31
(en millions de dollars canadiens)

Trimestre Exercice
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 85 $ 80 $ 280 $ 259 $
-------------------------------------------------------------------------

Autres éléments du résultat étendu
(Pertes) gains de change latents sur
les investissements nets dans des
établissements étrangers autonomes (11) 80 (90) 115
Gains (pertes) sur couvertures
d'investissements nets dans des
établissements étrangers autonomes 8 (64) 67 (92)
(Charge) recouvrement d'impôts sur
les bénéfices des sociétés (1) 9 (9) 13
-------------------------------------------------------------------------
Variation des (pertes) gains de change
latents, déduction faite des activités
de couverture et des impôts (4) 25 (32) 36
-------------------------------------------------------------------------

Gains sur instruments dérivés désignés
comme couvertures de flux de
trésorerie, après impôts - - 1 -
-------------------------------------------------------------------------

Résultat étendu 81 $ 105 $ 249 $ 295 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Etats des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens)

Trimestre Exercice
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net 85 $ 80 $ 280 $ 259 $
Eléments sans effet sur la trésorerie
Amortissement -
immobilisations de services publics 79 83 317 308
et biens productifs 11 9 43 37
Amortissement -
actifs incorporels - 1 4 3
Amortissement - autres (4) (3) 5 14
Impôts futurs 3 5 12 13
Part des actionnaires sans contrôle - - - 18
Dépréciation des coûts reportés de
l'électricité - Belize Electricity 1 (1) (8) (7)
Divers (5) (20) 25 (23)
-------------------------------------------------------------------------
Variation des actifs et des passifs
réglementaires à long terme 170 154 678 622
(100) 54 (41) 39
-------------------------------------------------------------------------
Variation du fonds de roulement
lié à l'exploitation hors trésorerie 70 208 637 661

Activités d'investissement
Variation des autres actifs et
des crédits reportés 3 14 (1) 5
Dépenses en immobilisations de
services publics (241) (263) (966) (872)
Dépenses en immobilisations de
biens productifs (11) (3) (26) (14)
Dépenses en immobilisations
d'actifs incorporels (9) (23) (32) (49)
Apports sous forme d'aide à
la construction 16 25 56 85
Produit de la vente
d'immobilisations de services publics - - 1 15
Acquisition d'entreprises, déduction
faite de la trésorerie acquise (70) (22) (84) (22)
-------------------------------------------------------------------------
(312) (272) (1 052) (852)
-------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts à court terme 79 (33) 8 (69)
Produit tiré de la dette à long terme,
déduction faite des frais d'émission 119 3 729 662
Remboursement de la dette à long terme
et des obligations liées aux contrats
de location-acquisition (24) (211) (172) (431)
Emprunts (remboursements), montant net,
sur les facilités de crédit consenties 40 65 (14) (309)
Avances par (à) des actionnaires
sans contrôle - (1) 2 3
Emission d'actions ordinaires,
déduction faite des frais 14 292 46 308
Emission d'actions privilégiées,
déduction faite des frais - - - 223
Dividendes
Actions ordinaires - (44) (133) (162)
Actions privilégiées (4) (4) (18) (14)
Dividendes de filiales versés aux
actionnaires sans contrôle (2) (8) (10) (15)
-------------------------------------------------------------------------
222 59 438 196
-------------------------------------------------------------------------

Incidence de la variation des taux
de change sur la trésorerie et
les équivalents de trésorerie (1) 3 (4) 3
-------------------------------------------------------------------------

Variation de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie (21) (2) 19 8

Trésorerie et équivalents de
trésorerie au début de la période 106 68 66 58
-------------------------------------------------------------------------

Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période 85 $ 66 $ 85 $ 66 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



INFORMATION SECTORIELLE (non vérifié)

L'information par secteur isolable s'établit comme suit :
---------------------------------------------------------------------------
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
---------------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé Sociétés
le 31 décembre 2009 Terasen Gas - Fortis Fortis NF Autres
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada (1)
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 497 86 69 146 77
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 300 - 22 99 50
Charges d'exploitation 79 34 19 13 11
Amortissement 26 24 9 12 5
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 92 28 19 22 11
Frais financiers 30 14 9 9 6
Impôts sur les bénéfices des
sociétés(recouvrement) 14 (1) 2 4 (1)
Parts des actionnaires sans
contrôle - - - 1 -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 48 15 8 8 6
Dividendes sur actions
privilégiées - - - - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions
ordinaires 48 15 8 8 6
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 908 227 221 - 63
Actifs identifiables 4 084 1 892 1 141 1 188 631
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 992 2 119 1 362 1 188 694
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 70 92 36 22 13
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Trimestre terminé
le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 606 78 66 139 65
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 418 - 23 94 44
Charges d'exploitation 71 34 18 12 7
Amortissement 24 22 9 12 5
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 93 22 16 21 9
Frais financiers 33 12 7 8 5
Impôts sur les bénéfices des
sociétés (recouvrement) 13 (1) 2 4 1
Parts des actionnaires sans
contrôle - - - 1 -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 47 11 7 8 3
Dividendes sur actions
privilégiées - - - - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions
ordinaires 47 11 7 8 3
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 903 227 221 - 63
Actifs identifiables 3 721 1 574 978 1 001 520
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 624 1 801 1 199 1 001 583
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 68 88 36 20 18
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé Total
le 31 décembre 2009 Electricité Electricité
(en millions $) Canada Caraïbes (2)
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 378 85
Coûts de l'approvisionnement énergétique 171 50
Charges d'exploitation 77 13
Amortissement 50 8
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 80 14
Frais financiers 38 3
Impôts sur les bénéfices des sociétés (recouvrement) 4 1
Parts des actionnaires sans contrôle 1 3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 37 7
Dividendes sur actions privilégiées - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions ordinaires 37 7
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 511 141
Actifs identifiables 4 852 799
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 5 363 940
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (3) 163 15
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Trimestre terminé
le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 348 159
Coûts de l'approvisionnement énergétique 161 109
Charges d'exploitation 71 20
Amortissement 48 13
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 68 17
Frais financiers 32 5
Impôts sur les bénéfices des sociétés (recouvrement) 6 1
Parts des actionnaires sans contrôle 1 3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 29 8
Dividendes sur actions privilégiées - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions ordinaires 29 8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 511 161
Actifs identifiables 4 073 867
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 584 1 028
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (3) 162 45
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Elimi-
Trimestre terminé Fortis Fortis Siège nations
le 31 décembre 2009 Generation Proper- social intersec-
(en millions $) ties et autres torielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 5 53 6 (6) 1 018
Coûts de l'approvisionnement
énergétique - - - (1) 520
Charges d'exploitation 3 37 5 (2) 212
Amortissement 1 4 1 - 90
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 1 12 - (3) 196
Frais financiers (1) 5 21 (3) 93
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) - 2 (6) - 15
Parts des actionnaires
sans contrôle (1) - - - 3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 3 5 (15) - 85
Dividendes sur
actions privilégiées - - 4 - 4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 3 5 (19) - 81
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 560
Actifs identifiables 252 576 130 (93) 10 600
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 252 576 130 (93) 12 160
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) - 10 3 - 261
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Trimestre terminé
le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 20 52 6 (10) 1 181
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 1 - - (4) 685
Charges d'exploitation 3 36 8 (1) 208
Amortissement 2 4 2 - 93
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 14 12 (4) (5) 195
Frais financiers 2 6 20 (5) 93
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) 3 2 (8) - 17
Parts des actionnaires
sans contrôle 1 - - - 5
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 8 4 (16) - 80
Dividendes sur
actions privilégiées - - 4 - 4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 8 4 (20) - 76
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 575
Actifs identifiables 285 559 126 (40) 9 591
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 285 559 126 (40) 11 166
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 6 3 5 - 289
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
---------------------------------------------------------------------------
Exercice terminé Sociétés
le 31 décembre 2009 Terasen Gas - Fortis Fortis NF Autres
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada (1)
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 663 331 253 527 279
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 1 022 - 72 346 183
Charges d'exploitation 268 132 70 52 32
Amortissement 102 94 37 46 19
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 271 105 74 83 45
Frais financiers 121 50 32 34 19
Impôts sur les bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 33 (5) 5 16 6
Parts des actionnaires sans
contrôle - - - 1 -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 117 60 37 32 20
Dividendes sur actions
privilégiées - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable
aux actions ordinaires 117 60 37 32 20
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 908 227 221 - 63
Actifs identifiables 4 084 1 892 1 141 1 188 631
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 992 2 119 1 362 1 188 694
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 246 407 115 74 46
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Exercice terminé
le 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 902 300 237 517 262
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 1 268 - 68 337 177
Charges d'exploitation 253 130 67 50 28
Amortissement 97 85 34 45 18
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 284 85 68 85 39
Frais financiers 129 42 28 33 18
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) 37 (3) 6 19 7
Parts des actionnaires sans
contrôle - - - 1 -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 118 46 34 32 14
Dividendes sur actions
privilégiées - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 118 46 34 32 14
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 903 227 221 - 63
Actifs identifiables 3 721 1 574 978 1 001 520
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 624 1 801 1 199 1 001 583
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 220 333 117 67 46
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Exercice terminé Total
le 31 décembre 2009 Electricité Electricité
(en millions $) Canada Caraïbes (2)
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 390 339
Coûts de l'approvisionnement énergétique 601 192
Charges d'exploitation 286 54
Amortissement 196 37
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 307 56
Frais financiers 135 16
Impôts sur les bénéfices des sociétés (recouvrement) 22 2
Parts des actionnaires sans contrôle 1 11
Bénéfice net (perte nette) 149 27
Dividendes sur actions privilégiées - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions ordinaires 149 27
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 511 141
Actifs identifiables 4 852 799
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 5 363 940
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (3) 642 92
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Exercice terminé
le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 316 408
Coûts de l'approvisionnement énergétique 582 273
Charges d'exploitation 275 55
Amortissement 182 36
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 277 44
Frais financiers 121 16
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) 29 2
Parts des actionnaires sans contrôle 1 9
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 126 17
Dividendes sur actions privilégiées - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 126 17
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart d'acquisition 511 161
Actifs identifiables 4 073 867
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 584 1 028
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (3) 563 110
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Elimi-
Exercice terminé Fortis Fortis Siège nations
le 31 décembre 2009 Generation Proper- social intersec-
(en millions $) ties et autres torielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 39 218 27 (39) 3 637
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 2 - - (18) 1 799
Charges d'exploitation 11 146 14 (6) 773
Amortissement 5 16 8 - 364
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 21 56 5 (15) 701
Frais financiers 2 22 79 (15) 360
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) 3 10 (21) - 49
Parts des actionnaires
sans contrôle - - - - 12
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 16 24 (53) - 280
Dividendes sur actions
privilégiées - - 18 - 18
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 16 24 (71) - 262
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 560
Actifs identifiables 252 576 130 (93) 10 600
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 252 576 130 (93) 12 160
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 14 26 4 - 1 024
---------------------------------------------------------------------------

Exercice terminé
le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 82 207 26 (38) 3 903
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 7 - - (18) 2 112
Charges d'exploitation 14 135 16 (5) 743
Amortissement 10 15 8 - 348
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 51 57 2 (15) 700
Frais financiers 8 24 80 (15) 363
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (recouvrement) 10 10 (23) - 65
Parts des actionnaires
sans contrôle 3 - - - 13
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 30 23 (55) - 259
Dividendes sur actions
privilégiées - - 14 - 14
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 30 23 (69) - 245
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 575
Actifs identifiables 285 559 126 (40) 9 591
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 285 559 126 (40) 11 166
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
brutes (3) 19 14 9 - 935
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario
(2) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks
and Caicos.
(3) Concernent les immobilisations de services publics, y compris les
paiements à l'AESO relatif aux projets d'investissements dans le
transport, les biens productifs et les actifs incorporels.


RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est la plus importante société de services publics de distribution appartenant à des investisseurs au Canada. La Société, qui détient plus de 12 milliards $ d'actifs et génère des produits annuels de 3,6 milliards $, sert environ 2 100 000 consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services de distribution d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Fortis possède par ailleurs des entreprises de production non réglementée un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Fortis est également propriétaire d'hôtels et d'immeubles commerciaux au Canada. Les actions de Fortis Inc. sont négociées à la Bourse de Toronto sous le symbole FTS.



Agent chargé de la tenue des registres et agent des transferts :

Société de fiducie Computershare du Canada
9(th) Floor, 100 University Avenue
Toronto (Ontario) M5J 2Y1
Tél. : 514 982 7555 ou 1 866 586 7638
Téléc. : 416 263 9394 ou 1 888 453 0330
Courriel : service@computershare.com
Site Web : www.computershare.com/fortisinc


Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2008, sont disponibles sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com et sur le site Web de la Société à l'adresse www.fortisinc.com.

Renseignements

  • Fortis Inc.
    Barry V. Perry
    Vice-président, Finances et directeur des finances
    709-737-2822