Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

03 déc. 2009 12h44 HE

Fortis dégage un bénéfice de 36 millions $ au troisième trimestre de 2009

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 3 déc. 2009) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a enregistré, pour son troisième trimestre, un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 36 millions $, ou 0,21 $ par action ordinaire, en comparaison d'un bénéfice de 49 millions $, ou 0,31 $ par action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice a diminué de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, compte non tenu de réductions d'impôts non récurrentes de 12 millions $ relatives à Terasen et à FortisAlberta au troisième trimestre de l'exercice précédent. Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires depuis le début de l'exercice a été de 181 millions $, ou 1,06 $ par action ordinaire, comparativement au bénéfice de 169 millions $, ou 1,08 $ par action ordinaire, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Les sociétés Terasen Gas ont subi une perte de 3 millions $ pour le troisième trimestre de 2009, comparativement à un bénéfice de 1 million $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. En excluant une réduction d'impôts de 5,5 millions $ au troisième trimestre de 2008 liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures, les résultats ont progressé de 1,5 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse est principalement attribuable à une baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés.

Les services publics d'électricité réglementés du Canada ont contribué 36 millions $ au bénéfice pour le troisième trimestre, comparativement à 38 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Excluant le recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ de FortisAlberta au cours du troisième trimestre de 2008, le bénéfice a progressé de 2,5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le rendement accru de FortisAlberta, qui est attribuable à la croissance des investissements dans les infrastructures électriques et à la hausse des produits nets tirés du transport, a été en partie contrebalancé par la baisse du bénéfice à Newfoundland Power en grande partie associée à la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements.

Au cours du deuxième trimestre de 2009, Terasen Gas, Terasen Gas (Vancouver Island) et FortisAlberta ont déposé auprès de leurs organismes de réglementation respectifs une demande pour l'établissement des tarifs à imposer à la clientèle pour 2010 et 2011, et Newfoundland Power a déposé auprès de son organisme de réglementation une demande pour l'établissement des tarifs à imposer aux clients pour 2010. Ces services publics ont tous demandé un examen du coût du capital, déjà en cours pour certains, qui pourrait résulter en une modification des taux autorisés de rendement des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires.

En octobre 2009, FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power, pour un prix d'achat global d'environ 75 millions $, y compris la trésorerie acquise, sous réserve d'un ajustement. 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.

Les services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes ont contribué 7 millions $ au bénéfice, ce qui est comparable au troisième trimestre de 2008. Les résultats du trimestre reflètent le fléchissement de la croissance des ventes d'électricité découlant du ralentissement économique à l'échelle mondiale.

Les activités de production non réglementées de Fortis Generation ont contribué 4 millions $ au bénéfice, comparativement à 9 millions $ pour le troisième trimestre de 2008. Comme prévu, les résultats du trimestre ont subi l'incidence défavorable d'une perte de bénéfice liée à 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. Le bénéfice a également reculé en raison de la baisse du prix de vente de gros moyen de l'électricité sur le marché dans le nord de l'Etat de New York et de la diminution de la production au Belize.

Fortis Properties a contribué 9 millions $ au bénéfice, ce qui est comparable au troisième trimestre de 2008. La contribution des hôtels récemment acquis et de la division immobilière a été atténuée par la baisse du taux d'occupation dans le reste des hôtels de la société.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 17 millions $, par rapport à 15 millions $ pour le trimestre correspondant de 2008. En excluant un ajustement fiscal favorable de 1 million $ au troisième trimestre de 2009 et une réduction d'impôts de 2 millions $ liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures à Terasen au troisième trimestre de 2008, les charges du secteur Siège social et autres ont progressé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette progression est attribuable à la hausse des frais financiers liés aux débentures d'un capital de 200 millions $ émises en juillet 2009. En décembre 2008, Fortis a conclu une émission d'actions ordinaires d'un capital de 300 millions $, dont le produit net a été affecté surtout au remboursement de la dette à court terme contractée pour régler les échéances de la dette à long terme.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 567 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, comparativement à 452 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La croissance des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation est en grande partie attribuable à FortisAlberta et aux sociétés Terasen Gas.

Les dépenses en immobilisations consolidées, avant les apports de la clientèle, se sont établies à 763 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice. Certains des projets les plus importants en cours comprennent la construction de l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié par Terasen Gas (Vancouver Island), l'installation de compteurs automatisés chez les clients par FortisAlberta, le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan de FortisBC et la centrale hydroélectrique Vaca de 19 mégawatts de BECOL au Belize.

Depuis le début de l'exercice, Fortis et ses sociétés de services publics ont mobilisé des capitaux d'emprunt à long terme de plus de 700 millions $, notamment par l'émission 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 Terasen Gas, de débentures non garanties à 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ par FortisAlberta, et de débentures non garanties additionnelles à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $ par FortisAlberta émises après la fin du trimestre.

Au 30 septembre 2009, Fortis avait des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,6 milliard $ demeurait inutilisée. Au cours des cinq prochains exercices, les échéances moyennes annuelles consolidées de la dette à long terme et les remboursements devraient être d'environ 157 millions $.

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 fiabilité de ses flux de trésorerie des services publics et sa stratégie de croissance ciblée et bien exécutée.

"Notre émission d'actions en décembre dernier a permis de solidifier le bilan de Fortis et d'améliorer la liquidité, précise Stan Marshall, président-directeur général, Fortis Inc. Malgré une conjoncture économique qui reste difficile, Fortis s'attend à ce que son programme de dépenses en immobilisations atteigne plus de 1 milliard $ pour l'exercice. Notre programme de dépenses en immobilisations de 5 milliards $ sur cinq ans, composé surtout d'investissements dans les infrastructures dans nos services publics réglementés dans l'ouest du Canada, devrait permettre la croissance du taux de base de 6 % à 7 % par année en moyenne. Ces investissements devraient se traduire par une croissance du bénéfice et des dividendes."



Rapport de gestion intermédiaire
Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009
Le 5 novembre 2009


L'analyse ci-dessous doit être lue avec les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") et les notes y afférentes pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009 et avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 inclus dans le rapport annuel 2008 de la Société. Ce rapport a été préparé conformément au Règlement 51-102 sur les obligations d'information continue relativement au rapport de gestion. L'information financière présentée dans le présent communiqué de presse a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") et est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Fortis inclut dans le rapport de gestion des énoncés prospectifs au sens prévu 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 : le calendrier prévu des décisions réglementaires; les dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues pour 2009 et globalement pour une période de cinq ans de 2009 à 2013; la nature, le calendrier et le montant de certains projets d'investissement; les incidences prévues sur Fortis du repli de l'économie mondiale; le taux de croissance des ventes d'électricité prévu pour les services publics réglementés de la Société dans les Caraïbes en 2009; l'absence prévue d'une baisse importante des flux de trésorerie d'exploitation consolidés annuels en 2009; la prévision selon laquelle les filiales seront en mesure d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2009; la prévision voulant que la Société et ses filiales continueront d'avoir un accès raisonnable à du capital à long terme dans une échéance à court ou moyen terme; les échéances de la dette à long terme et les remboursements prévus en moyenne, annuellement, au cours des cinq prochains exercices; l'absence prévue d'une augmentation importante des intérêts débiteurs ou des frais associés aux facilités de crédit renouvelées et prorogées en 2009; 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'absence prévue d'une augmentation importante de la charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées en 2009.
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 2009; 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; une résolution ultime de l'expropriation des actifs de la société Exploits River Hydro Partnership qui diffère de ce qui est actuellement prévu par la direction; 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; l'issue imprévue des poursuites judiciaires actuellement intentées contre la Société; 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; 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, ainsi qu'à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008.

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 plus de 2 000 000 de 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. Par ailleurs, elle possède et exploite 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. Pour les neuf premiers mois terminés le 30 septembre 2009, les services publics d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe d'électricité combinée de 5 684 mégawatts ("MW"), et son service public de gaz naturel a 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 trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009.

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 à des tarifs raisonnables, 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 le troisième trimestre et la période de neuf mois terminés les 30 septembre 2009 et 2008 sont présentés dans le tableau qui suit.



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Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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(en millions $, sauf
le résultat par
action ordinaire et
le nombre d'actions
ordinaires en
circulation) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Produits d'exploitation 664 727 (63) 2 619 2 721 (102)
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Flux de trésorerie
d'exploitation 63 27 36 567 452 115
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Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 36 49 (13) 181 169 12
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Résultat de base par
action ordinaire ($) 0,21 0,31 (0,10) 1,06 1,08 (0,02)
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Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,21 0,31 (0,10) 1,05 1,06 (0,01)
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Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(en millions) 170,4 157,2 13,2 170,0 156,9 13,1
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Bénéfice net sectoriel
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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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) (3) 1 (4) 69 71 (2)
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Services publics
réglementés
d'électricité
au Canada
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FortisAlberta 16 17 (1) 45 35 10
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FortisBC(2) 8 8 - 29 27 2
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Newfoundland Power 7 8 (1) 24 24 -
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Autres services
au Canada(3) 5 5 - 14 11 3
--------------------------------------------------------------------------
36 38 (2) 112 97 15
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Services publics
réglementés
d'électricité
dans les Caraïbes(4) 7 7 - 20 9 11
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Activités non
réglementées -
Fortis Generation(5) 4 9 (5) 13 22 (9)
--------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
Fortis Properties(6) 9 9 - 19 19 -
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Siège social et
autres(7) (17) (15) (2) (52) (49) (3)
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Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 36 49 (13) 181 169 12
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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 est
composée de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara et de Cornwall
Electric.
(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 %, y compris une
participation additionnelle de 2,7 % acquise en juillet 2009; 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, ses
états financiers étaient consolidés dans les états financiers de Fortis
avec un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a changé sa
date de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre. La modification
de la date de fin d'exercice de Caribbean Utilities élimine 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, conformément à ses termes. En outre, avant le 13 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. Depuis le 13 février
2009, les résultats financiers des activités de production dans la
région centrale de Terre-Neuve sont comptabilisés dans les états
financiers de Fortis selon la méthode de comptabilisation à la valeur
de consolidation, étant donné que la Société n'a plus le contrôle des
activités de production en raison de l'expropriation des actifs
connexes par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador. Le changement
de méthode de comptabilisation n'a pas eu d'incidence importante sur
les bénéfices sectoriels ou consolidés. Pour plus de renseignements sur
ces questions, voir la rubrique "Estimations comptables critiques -
Eventualités" du présent rapport de gestion.
(6) Fortis Properties possède 21 hôtels, comptant plus de 4 000 chambres,
dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds
carrés d'immeubles commerciaux 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.
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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 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz (TJ) 22 428 30 798 (8 370) 136 849 154 306 (17 457)
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(en millions $)
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Produits
d'exploitation 208 271 (63) 1 166 1 296 (130)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 98 157 (59) 722 850 (128)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 60 59 1 189 182 7
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 25 24 1 76 73 3
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Frais financiers 30 33 (3) 91 96 (5)
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(Recouvrement) charge
d'impôts sur les
bénéfices des sociétés (2) (3) 1 19 24 (5)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (3) 1 (4) 69 71 (2)
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Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont diminué de 8 370 TJ, ou 27,2 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 17 457 TJ, ou 11,3 %, pour les neuf premiers mois de 2009 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Le tableau qui suit présente la répartition des volumes de gaz par principales catégories de clientèle.



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Sociétés Terasen Gas
Volumes de gaz par principales catégories de clientèle (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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(TJ) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Clients de base -
secteurs résidentiel
et commercial 10 749 13 544 (2 795) 81 237 87 860 (6 623)
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Clients du secteur
industriel 346 1 061 (715) 3 963 4 740 (777)
--------------------------------------------------------------------------
Total des volumes
de ventes 11 095 14 605 (3 510) 85 200 92 600 (7 400)
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Volumes transportés 9 620 12 019 (2 399) 42 354 47 642 (5 288)
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Débit aux termes
de contrats à
revenu fixe 1 713 4 174 (2 461) 9 295 14 064 (4 769)
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Total des volumes 22 428 30 798 (8 370) 136 849 154 306 (17 457)
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La diminution des volumes de gaz aux clients de base par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent est principalement attribuable à la baisse de la consommation moyenne résultant des températures plus élevées que la normale pendant le troisième trimestre de 2009. La diminution des volumes de gaz aux clients de base depuis le début de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent s'explique surtout par la baisse de la consommation moyenne résultant des températures plus élevées que la normale pendant les deuxième et troisième trimestres de 2009, et a été en partie atténuée par la hausse de la consommation moyenne au cours du premier trimestre de 2009 en raison de températures plus basses que la normale au cours de ce trimestre. La diminution des volumes de gaz pour le trimestre et depuis le début de l'exercice pour tous les autres clients est principalement attribuable à l'incidence négative du ralentissement économique généralisé.

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 troisième trimestre de 2009, la baisse nette combinée de la clientèle de Terasen Gas Inc. ("TGI") et de Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") a totalisé quelque 300 clients, portant le total des clients des sociétés Terasen Gas à environ 932 200 au 30 septembre 2009. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2009, le nombre de nouveaux clients, montant net, s'est élevé à environ 800, comparativement à environ 5 600 nouveaux clients pour la période correspondante de 2008. La croissance de la clientèle au cours des neuf premiers mois de 2009 a été moins forte qu'à la même période de 2008, 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 63 millions $ pour le trimestre et de 130 millions $ pour la période de neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les diminutions s'expliquent surtout par une baisse des coûts du gaz facturés à la clientèle et une consommation plus faible, en partie compensées par une hausse de la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle en regard des périodes correspondantes en 2008.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle de TGI a monté d'environ 6 %, alors que celle de TGVI a augmenté jusqu'à 5 % selon la catégorie tarifaire des clients. Toutefois, la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle en 2009 reflète l'incidence d'une diminution des taux de rendement des capitaux propres ("RCP") autorisés, qui sont passés de 8,62 % à 8,47 % pour TGI et de 9,32 % à 9,17 % pour TGVI.

Bénéfice : En excluant une réduction d'impôts de 5,5 millions $ au troisième trimestre de 2008 liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures, le bénéfice a progressé d'environ 1,5 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et, pour les neuf premiers mois de l'exercice, a augmenté d'environ 3,5 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Ces augmentations sont principalement attribuables à un taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés moins élevé et à la hausse de la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle, le tout en partie contrebalancé par l'accroissement de la dotation aux amortissements liée aux investissements continus dans les immobilisations et la hausse des charges d'exploitation entraînée par des coûts de main-d'oeuvre, d'avantages sociaux et d'impôts fonciers accrus. La baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés vient surtout du fait que les déductions aux fins fiscales sont plus élevées par rapport aux déductions aux fins comptables.

Comme le montrent les tarifs imposés à la clientèle pour 2009, les frais financiers pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de 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 du léger recul des emprunts en vertu des facilités de crédit.

En février 2009, TGI a émis des débentures non garanties à 6,55 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant aux sociétés Terasen Gas, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta

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FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'énergie (GWh) 3 819 3 748 71 11 736 11 654 82
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
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Produits d'exploitation 85 74 11 245 222 23
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 33 31 2 98 96 2
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 25 22 3 70 63 7
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 12 10 2 36 30 6
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (1) (6) 5 (4) (2) (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 16 17 (1) 45 35 10
--------------------------------------------------------------------------
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Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont augmenté de 71 gigawattheures ("GWh"), ou 1,9 %, 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, agricole et de l'irrigation. Les livraisons d'énergie ont augmenté de 82 GWh, ou 0,7 %, depuis le début de l'exercice par rapport à la même période de l'exercice précédent, principalement par suite d'un accroissement des clients des secteurs résidentiel, commercial, agricole et de l'irrigation, et de l'incidence de températures moins élevées que la normale pendant le premier trimestre de 2009, en partie contrebalancés par un repli du nombre de clients du secteur industriel. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2009, le nombre de clients de FortisAlberta a augmenté d'environ 15 200, pour s'établir à 476 200.

Puisqu'une tranche importante des produits 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 directement corrélée à la variation des produits.

Produits d'exploitation : Les produits ont progressé de 11 millions $ pour le trimestre et de 23 millions $ pour les neuf premiers mois de 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, de la croissance de la charge et de la clientèle, et de la hausse des produits nets tirés du transport et des produits divers. Les tarifs de distribution imposés à la clientèle pour 2009 reflètent l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique et du recouvrement en 2009 auprès des clients de l'augmentation du RCP autorisé pour 2008 qui a été cumulée au cours de l'exercice 2008. Les tarifs pour 2009 reflètent un RCP autorisé intermédiaire de 8,51 % en comparaison d'un RCP autorisé de 8,75 % pour 2008. Les produits nets tirés du transport ont augmenté d'environ 1 million $ pour le trimestre et de 2 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. 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 les prévisions en matière de volumes et de prix. Lorsque les volumes de transport sont plus (moins) élevés que prévu, l'incidence nette sur les produits de FortisAlberta est favorable (défavorable).

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre a diminué de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de recouvrements moins élevés des impôts sur les bénéfices des sociétés. En excluant un recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ du troisième trimestre de 2008 qui avait précédemment été passé en charges au cours du premier semestre de 2008, le bénéfice a progressé de 3,5 millions $. L'augmentation des tarifs de distribution imposés à la clientèle, la croissance générale de la charge et de la clientèle et la progression des produits nets tirés du transport ont été en partie contrebalancées par : i) la hausse des charges d'exploitation due à l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux liés à la hausse des salaires et du nombre d'employés et à la hausse du coût de la main-d'oeuvre contractuelle, en partie absorbée par la diminution des charges d'exploitation générales; ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations; et iii) 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 la réduction des taux d'intérêt sur les emprunts sur les facilités de crédit.

La baisse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés est principalement attribuable à la baisse des recouvrements d'impôts futurs, entraînée par une modification de la stratégie fiscale pendant le troisième trimestre de 2008 relativement au compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), approuvé par l'organisme de réglementation, combinée à une baisse du recouvrement d'impôts exigibles. Avant le troisième trimestre de 2008, FortisAlberta ne déduisait pas aux fins des impôts sur les bénéfices les paiements de tarifs de transport faits à l'AESO pour créer des reports de pertes fiscales et, par conséquent, ne comptabilisait pas les recouvrements d'impôts futurs connexes. Au cours du troisième trimestre de 2008, un recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ a été constaté, comme il a été mentionné précédemment, par suite d'une modification de la stratégie fiscale. Toutefois, le recouvrement en 2009 du solde du compte de report des charges de l'AESO pour 2007 qui n'a pas été vendu à une banque à charte canadienne en 2007 entraîne un recouvrement d'impôts futurs en 2009.

Le bénéfice a augmenté de 10 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution imposés à la clientèle, de la croissance générale de la charge et de la clientèle, de la progression des produits nets tirés du transport et de la hausse du recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés a été en partie atténuée par la hausse des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers pour les mêmes motifs que ceux présentés pour le trimestre ci-dessus. Le recouvrement des impôts sur les bénéfices des sociétés a été plus élevé en raison de la hausse du recouvrement des impôts futurs liée à une augmentation des reports réglementaires, autre que le report des charges de l'AESO, et d'un recouvrement d'impôts futurs lié au recouvrement en 2009 du solde du compte de report des charges de l'AESO pour 2007, comme il est décrit ci-dessus pour le trimestre.

En février 2009, FortisAlberta a émis des débentures non garanties à 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

En octobre 2009, Fortis a émis des débentures non garanties à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $, dont le produit net servira à rembourser les emprunts sur les facilités de crédit utilisées surtout pour financer les dépenses en immobilisations et à des fins générales.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisAlberta, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



FortisBC

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FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 720 697 23 2 298 2 245 53
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 57 52 5 184 171 13
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 15 12 3 50 45 5
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 17 16 1 51 49 2
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 8 1 28 25 3
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 7 1 23 21 2
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Impôts sur les
bénéfices des sociétés - 1 (1) 3 4 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 8 - 29 27 2
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont augmenté de 23 GWh, ou 3,3 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de 2008, et de 53 GWh, ou 2,4 %, pour les neuf premiers mois de 2009 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de la croissance du nombre de clients des secteurs résidentiel et de service général, en partie neutralisée par la baisse du nombre de clients industriels.

Produits d'exploitation : Les produits ont progressé de 5 millions $ pour le trimestre et de 13 millions $ pour la période de neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les 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 la hausse des redressements au titre des incitatifs selon les règles d'établissement des tarifs fondées sur le rendement à verser aux clients. Les tarifs d'électricité pour 2009 reflètent l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique et un RCP autorisé de 8,87 % contre 9,02 % en 2008.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des tarifs d'électricité, de la croissance de la clientèle et de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés a été atténuée par : i) l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique causée par la hausse des ventes d'électricité et la montée des prix moyens de l'électricité achetée; ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements liée aux investissements continus dans les immobilisations; iii) l'augmentation des charges d'exploitation découlant de la hausse des impôts fonciers et des droits sur l'eau et des frais de transit; et iv) l'accroissement des frais financiers reflétant l'augmentation de la dette à l'appui de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société, le tout en partie contrebalancé par l'incidence de la baisse des taux d'intérêt des emprunts sur les facilités de crédit.

Le bénéfice a augmenté de 2 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence des hausses des tarifs d'électricité, de la croissance de la clientèle et de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés a été en partie neutralisée par : i) l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique attribuable aux mêmes facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus, associée à une proportion plus élevée de l'électricité achetée par rapport à l'électricité produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société et à 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) l'augmentation des charges d'exploitation, découlant des mêmes facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus, en plus de l'incidence du calendrier des projets d'entretien en 2009, de la hausse des coûts de main-d'oeuvre et de l'augmentation générale des coûts liée à l'inflation; iii) l'augmentation de la dotation aux amortissements liée aux mêmes facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus; et iv) l'accroissement des frais financiers découlant des mêmes facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus combiné à la hausse des frais de renouvellement des facilités de crédit.

La baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés découle du fait que les déductions aux fins fiscales sont plus élevées que les déductions aux fins comptables, combiné à la diminution 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 non garanties d'un maximum de 300 millions $ de temps à autre au cours des 25 mois de durée de vie du prospectus de base. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisBC, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



Newfoundland Power

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Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 885 897 (12) 3 825 3 796 29
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 93 94 (1) 381 378 3
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 50 51 (1) 247 243 4
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 12 11 1 39 38 1
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 12 11 1 34 33 1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 8 - 25 25 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 4 5 (1) 12 15 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 8 (1) 24 24 -
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power pour le trimestre ont diminué de 12 GWh, ou 1,3 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, étant donné la baisse de la consommation moyenne, en partie contrée par l'incidence de la croissance de la clientèle. Les ventes d'électricité ont augmenté de 29 GWh, ou 0,8 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de l'incidence de la croissance de la clientèle, en partie atténuée par la baisse de la consommation moyenne.

Produits d'exploitation : Les produits du trimestre ont reculé de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent du fait de la diminution de la dotation aux amortissements pour certains passifs réglementaires conformément aux ordonnances de l'organisme de réglementation et du recul des ventes d'électricité. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les produits ont dépassé de 3 millions $ ceux de la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la croissance des ventes d'électricité, en partie contrebalancée par la réduction de la dotation aux amortissements pour certains passifs réglementaires, comme il est décrit ci-dessus pour le trimestre. Par rapport à 2008, le RCP autorisé demeure inchangé à 8,95 % pour 2009 et, par conséquent, aucune modification n'a été apportée aux tarifs de base imposés à la clientèle pour 2009.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power pour le trimestre a reculé de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison surtout de la hausse des charges d'exploitation, découlant du calendrier d'augmentation des coûts de gestion de la végétation, des salaires et de l'inflation, et de la hausse de la dotation aux amortissements, découlant d'une modification de la répartition trimestrielle de ces coûts et de l'incidence des investissements continus dans les immobilisations, le tout en partie contrebalancé par l'incidence de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés. En 2009, la répartition trimestrielle de la dotation aux amortissements est fondée sur les immobilisations en service, alors qu'en 2008, elle était basée sur la marge sur ventes.

Le bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice a été comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. La croissance des ventes d'électricité et l'incidence de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés ont été en grande partie atténuées par : i) l'incidence de la hausse des coûts engagés pour répondre à la demande de Newfoundland and Labrador Hydro Corporation ("Newfoundland Hydro"), suscitée par les pointes de demande de charge en hiver; ii) la hausse des charges d'exploitation découlant principalement des même facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus; et iii) la hausse de la dotation aux amortissements découlant de l'incidence des investissements continus dans les immobilisations.

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 $. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Newfoundland Power, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



Autres services publics d'électricité au Canada

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Autres services publics d'électricité au Canada (non vérifié)(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Ventes
d'électricité (GWh) 514 532 (18) 1 613 1 639 (26)
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(en millions $)
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Produits d'exploitation 69 66 3 202 197 5
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 46 44 2 133 133 -
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Charges d'exploitation 7 7 - 21 21 -
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Amortissement 5 4 1 14 13 1
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Frais financiers 4 4 - 13 13 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 2 - 7 6 1
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Bénéfice 5 5 - 14 11 3
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(1) Comprennent Maritime Electric et FortisOntario


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada pour le trimestre ont diminué de 18 GWh, ou 3,4 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et ont reculé de 26 GWh, ou 1,6 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, sous l'effet de la diminution de la consommation moyenne en raison essentiellement des conditions météorologiques enregistrées en Ontario et de l'incidence d'un ralentissement économique général.

Produits d'exploitation : Les produits pour le trimestre ont augmenté de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de l'incidence d'une augmentation moyenne de 5,3 % des tarifs de l'électricité imposés à la clientèle pour Maritime Electric, entrée en vigueur le 1er avril 2009; des augmentations respectives de 5,1 % et 11,7 % des tarifs de distribution d'électricité imposés à la clientèle à Fort Erie et à Gananoque, entrées en vigueur le 1er mai 2009; et du transfert à la clientèle des coûts accrus de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario. Les hausses des produits ont été atténuées en partie par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité à FortisOntario. L'augmentation des tarifs d'électricité imposés à la clientèle pour Maritime Electric reflète la hausse du montant des coûts d'énergie recouvrés auprès de la clientèle inclus dans la composante tarifs de base de la facturation.

Les produits ont monté de 5 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. En excluant 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 2 millions $. Les augmentations dans les taux imposés par Maritime Electric et FortisOntario, comme il a été décrit pour le trimestre ci-dessus, ont été en partie atténuées 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 été comparable pour le trimestre et plus élevé de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Excluant la 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 augmenté de 1 million $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant la stabilité des conditions d'exploitation.

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.

En octobre 2009, FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power, pour un prix d'achat global d'environ 75 millions $, y compris la trésorerie acquise, sous réserve d'un ajustement. 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.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Maritime Electric et à FortisOntario, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



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 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008(2)Variation 2009 2008(2) Variation
--------------------------------------------------------------------------
Taux de change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(3) 1,10 1,04 0,06 1,16 1,02 0,14
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 312 304 8 852 838 14
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 89 96 (7) 254 249 5
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 51 60 (9) 142 164(4) (22)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 13 12 1 41 35 6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 8 1 29 23 6
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5 4 1 13 11 2
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés - 1 (1) 1 1 -
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 4 4 - 8 6 2
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Bénéfice 7 7 - 20 9 11
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(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and
Caicos.
(2) Les ventes d'électricité et les résultats financiers pour les trois
mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2008 comprennent les
résultats financiers de Caribbean Utilities pour les trois mois et neuf
mois terminés le 31 juillet 2008. Jusqu'au troisième trimestre de 2008
inclusivement, les états financiers de Caribbean Utilities étaient
intégrés dans les états financiers consolidés de Fortis avec un
décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a déplacé sa date
de fin d'exercice du 30 avril au 31 décembre, éliminant ainsi le
décalage de deux mois dans la consolidation de ses résultats
financiers. Par conséquent, les ventes d'électricité et les résultats
financiers pour le troisième trimestre et la période depuis le début de
l'exercice terminés le 30 septembre 2009 qui se rapportent à Caribbean
Utilities sont présentés pour le troisième trimestre et la période
depuis le début de l'exercice terminés le 30 septembre 2009 de cette
société.
(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 charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ)
en raison d'une décision tarifaire réglementaire rendue par la Public
Utilities Commission au 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 augmenté de 8 GWh, ou 2,6 %, pour le troisième trimestre, et de 14 GWh, ou 1,7 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations sont attribuables au caractère saisonnier des activités de Caribbean Utilities associé à la perte de ventes d'électricité au cours du troisième trimestre de 2008 par Fortis Turks and Caicos par suite de l'ouragan Ike, qui a frappé les îles Turks et Caicos au début de septembre 2008. Les températures moyennes enregistrées sur Grand Caïman en juillet et en août 2009 ont été plus élevées que la normale. De plus, les résultats financiers des services publics réglementés dans les Caraïbes pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2008 comprennent les résultats financiers de Caribbean Utilities pour respectivement les trois mois et neuf mois terminés le 31 juillet 2008, en raison du décalage de deux mois dans la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities avant le quatrième trimestre de 2008. Pour Caribbean Utilities, les températures moyennes enregistrées au cours des périodes de trois mois et de neuf mois qui se terminent le 30 septembre sont normalement plus élevées que celles enregistrées au cours des trois mois et neuf mois qui se terminent le 31 juillet. L'augmentation des ventes d'électricité pour le trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice a été ralentie par l'incidence négative des conditions économiques mondiales sur la consommation des clients résidentiels et sur les activités dans les secteurs du tourisme, du pétrole, de la construction et les secteurs connexes. L'augmentation des ventes d'électricité pour les neuf premiers mois de l'exercice a également été atténuée par les températures plus basses que la normale enregistrées dans la région au cours du premier semestre de 2009, ce qui a réduit la charge demandée pour la climatisation au cours de cette période.

Produits d'exploitation : Les produits ont diminué de 7 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change favorable d'environ 4 millions $ au cours du troisième trimestre de 2009 entraîné par la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, par suite du raffermissement du dollar américain par rapport au dollar canadien comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, les produits ont décliné d'environ 11 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ce déclin est principalement attribuable au transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities, en partie neutralisée par l'augmentation moyenne de 2,4 % des tarifs de base de l'électricité imposés à la clientèle pour Caribbean Utilities, entrée en vigueur le 1er juin 2009, et l'augmentation des ventes d'électricité.

Les produits ont monté de 5 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les produits du premier trimestre de 2009 ont bénéficié de l'incidence favorable d'un montant d'environ 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. Excluant l'élément non récurrent ci-dessus et environ 29 millions $ associés à l'effet de change favorable, les produits ont diminué d'environ 25 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution a été entraînée par le transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos, en partie neutralisée par : i) une hausse de 2,4 % des tarifs de base de l'électricité imposés aux clients pour Caribbean Utilities, entrée en vigueur le 1er juin 2009; ii) une progression des ventes d'électricité; et iii) une augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité de Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008. La croissance des produits a été atténuée par : i) une baisse du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen de l'électricité 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 pour le trimestre a été comparable à celle du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet favorable d'environ 1 million $ à la conversion des monnaies étrangères au cours du troisième trimestre de 2009, la contribution au bénéfice a reculé d'environ 1 million $. L'incidence de la croissance des ventes d'électricité, la hausse de 2,4 % des tarifs pour Caribbean Utilities et l'incidence favorable sur les coûts d'approvisionnement énergétique au cours du trimestre d'une modification de la méthode de comptabilisation des produits à recevoir au titre de la composante carburant non facturée par Fortis Turks and Caicos en 2009 ont été plus que contrebalancées par la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements.

La contribution au bénéfice a augmenté de 11 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. 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) l'incidence favorable d'un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel en faveur de Fortis Turks and Caicos, précité; et iii) l'effet de change favorable de quelque 3 millions $ à la conversion des monnaies étrangères, la contribution au bénéfice a reculé de 6 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Ce recul est principalement attribuable à la baisse du RAB autorisé de Belize Electricity, entrée en vigueur le 1er juillet 2008, et à l'augmentation des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements combinée à l'incidence favorable de la variation des coûts reportés du combustible sur les coûts de l'approvisionnement énergétique à Caribbean Utilities au premier semestre de 2008. 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. La diminution de la contribution au bénéfice a été compensée en partie par l'incidence de la hausse des ventes d'électricité, la hausse de 2,4 % des tarifs pour Caribbean Utilities, l'incidence favorable des coûts d'approvisionnement énergétique au cours des neuf premiers mois de l'exercice liée à une modification de la méthode de comptabilisation des produits à recevoir au titre de la composante carburant non facturée par Fortis Turks and Caicos en 2009 et la diminution des frais financiers.

Compte non tenu de l'effet de la conversion des monnaies étrangères, les charges d'exploitation pour le trimestre ont augmenté d'environ 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des coûts de main-d'oeuvre, de la dotation à la provision pour créances douteuses, des charges d'entretien, ainsi que des frais juridiques et des coûts liés à la réglementation. Excluant l'effet de change, les charges d'exploitation pour les neuf premiers mois de l'exercice ont augmenté d'environ 1 million $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des coûts de main-d'oeuvre, de la dotation à la provision pour créances douteuses ainsi que des frais juridiques et des coûts liés à la réglementation a été en partie atténuée par l'augmentation des frais généraux et administratifs capitalisés, conformément à la licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities, entrée en vigueur en avril 2008.

Compte non tenu de l'effet de la conversion des monnaies étrangères, la dotation aux amortissements a augmenté d'environ 1 million $ pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent en raison de l'incidence des investissements continus dans les immobilisations.

Compte non tenu de l'effet de la conversion des monnaies étrangères, les frais financiers ont été comparables pour le trimestre et ont reculé d'environ 1 million $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le recul a été principalement attribuable à une augmentation des frais financiers capitalisés de Caribbean Utilities à la suite d'une modification de la méthode employée par cette société pour la comptabilisation des frais financiers capitalisés associés aux immobilisations en cours de construction, conformément à la licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities, entrée en vigueur en avril 2008. Le recul a été en partie contrebalancé par l'incidence de la diminution des intérêts créditeurs pour Belize Electricity liés au compte de report réglementé.

En août 2009, Caribbean Utilities a répondu à une demande de pointe record de 97,5 MW. 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 groupes électrogènes 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 groupes électrogènes diesel d'une capacité combinée de 17,5 MW pour quelque 12 millions $ US (13 millions $ CA), qui seront livrés en avril 2010 et en janvier 2011.

L'énergie et la capacité ferme offertes par la Comision Federal de Electricidad ("CFE") du Mexique à Belize Electricity ont encore été moindres au troisième trimestre de 2009, en raison des réparations dont font l'objet d'importantes centrales appartenant à la CFE. Par conséquent, Belize Electricity a augmenté ses achats d'électricité auprès de Belize Aquaculture Limited et d'Hydro Maya Limited et a utilisé plus de sa propre production pour répondre à la demande énergétique de la clientèle, de sorte que sa capacité de production de réserve est minime sinon nulle.

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. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

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 30 septembre 2009.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent rapport de gestion.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

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Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Ventes d'énergie (GWh) 98 305 (207) 496 905 (409)
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 9 21 (12) 34 62 (28)
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Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 1 2 (1) 2 6 (4)
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Charges d'exploitation 2 3 (1) 8 11 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement - 3 (3) 4 8 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 1 2 (1) 3 6 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 1 2 (1) 3 7 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle - - - 1 2 (1)
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Bénéfice 4 9 (5) 13 22 (9)
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(1) Comprend 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. 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, conformément à
ses termes. Avant le 13 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.
Depuis le 13 février 2009, les résultats financiers des activités de
production dans la région centrale de Terre-Neuve sont comptabilisés
dans les états financiers de Fortis selon la méthode de
comptabilisation à la valeur de consolidation, étant donné que la
Société n'a plus le contrôle des activités de production en raison de
l'expropriation des actifs connexes par le gouvernement de Terre-Neuve
et-Labrador. Le changement de méthode de comptabilisation n'a pas eu
d'incidence importante sur les bénéfices sectoriels ou consolidés. La
quote-part du bénéfice des activités dans la région centrale de Terre-
Neuve en 2009 est comptabilisée dans les produits d'exploitation. Pour
plus de renseignements sur ces questions, voir la rubrique "Estimations
comptables critiques - Eventualités" du présent rapport de gestion.
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Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont diminué de 207 GWh, ou 67,9 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 409 GWh, ou 45,2 %, pour les neuf premiers mois de 2009 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Comme prévu, les ventes d'énergie ont respectivement reculé de 164 GWh et de 276 GWh pour le troisième trimestre et depuis le début de 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. De plus, les ventes d'énergie pour les neuf premiers mois de 2009 comprennent les ventes d'énergie associées aux activités de production dans la région centrale de Terre-Neuve pour une période d'un mois et demi seulement, comparativement au neuf premiers mois entiers de 2008, en raison du passage à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation pour ces activités en février 2009, ce passage étant rendu nécessaire par les mesures prises par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador pour exproprier les actifs d'AbitibiBowater Inc., auparavant Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi"). Le recul des ventes d'énergie pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est également attribuable à l'incidence de la baisse de la production générale dans l'ensemble des autres activités de production de la Société. Les niveaux de production sont surtout tributaires du volume des chutes de pluie et ont résulté de l'arrêt pendant environ un mois et demi aux fins d'entretien d'une unité à la centrale hydroélectrique Chalillo au cours du troisième trimestre de 2009. Au 31 octobre 2009, le réservoir Chalillo du Belize était près de son niveau maximal.

Produits d'exploitation : Les produits ont reculé de 12 millions $ pour le trimestre et de 28 millions $ pour les neuf premiers mois de 2009 comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice 2008. Le recul des produits est principalement attribuable aux facteurs suivants : i) la perte de produits liée à 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 du passage à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation pour les résultats financiers des activités de production hydroélectrique dans la région centrale de Terre-Neuve au cours du premier trimestre de 2009, tel qu'il est décrit précédemment; iii) le repli du prix moyen de gros du marché de l'énergie par mégawattheure ("MWh") dans le nord de l'Etat de New York, qui a été de 31,37 $ US au troisième trimestre de 2009 comparativement à 77,82 $ US au trimestre correspondant de 2008, et de 37,52 $ US pour les neuf premiers mois de 2009 comparativement à 77,20 $ US pour la période correspondante de 2008; et iv) la diminution de la production. Les produits ont également reculé pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, du fait du fléchissement du prix moyen de gros du marché de l'énergie par MWh en Ontario, qui a été de 36,83 $ de janvier à avril 2009 par rapport à 49,70 $ pour la période correspondante de 2008. Les produits pour le trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice ont toutefois bénéficié respectivement de l'incidence favorable d'environ 0,5 million $ et 2,5 millions $ de l'effet de change créé par la conversion des produits libellés en monnaies étrangères, attribuable au raffermissement du dollar américain comparativement au dollar canadien par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2008.

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre a diminué de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement par suite de la perte de produits d'exploitation due à l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui touchait la centrale hydroélectrique Rankine, au fléchissement du prix moyen de gros du marché de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York et à la production moindre au Belize. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice a reculé de 9 millions $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent en raison de l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité, du fléchissement du prix moyen de gros du marché de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario et à l'incidence de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York. Le bénéfice pour le trimestre et le bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice ont toutefois profité de l'incidence favorable d'environ 0,5 million $ et 1,5 million $, respectivement, de l'effet de change à la conversion des devises étrangères. La contribution au bénéfice associée à la centrale hydroélectrique Rankine s'est établie à néant pour le troisième trimestre et à 3,5 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à environ 4 millions $ et 11,5 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 30 septembre
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Produits tirés de
l'hôtellerie 44 40 4 117 108 9
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Produits tirés de
l'immobilier 16 16 - 48 47 1
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Total des produits 60 56 4 165 155 10
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Charges d'exploitation 37 33 4 109 99 10
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Amortissement 4 4 - 12 11 1
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Frais financiers 6 6 - 17 18 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 4 4 - 8 8 -
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Bénéfice 9 9 - 19 19 -
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Produits d'exploitation : Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 4 millions $ pour le trimestre et de 9 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant la contribution aux produits du Sheraton Hotel Newfoundland, acquis en novembre 2008, et du Holiday Inn Select de Windsor, en Ontario, acquis en avril 2009 pour un montant de 7 millions $, en partie contrebalancée par une diminution des produits tirés des activités en Ontario et dans l'Ouest du Canada.

Le revenu par chambre disponible s'est établi à 89,02 $ pour le troisième trimestre comparativement à 93,64 $ pour le trimestre correspondant de 2008, et à 79,19 $ depuis le début de l'exercice contre 83,04 $ pour la même période de l'exercice précédent. Les baisses sont principalement attribuables 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 en Ontario et dans l'ouest du Canada.

Les produits tirés de l'immobilier pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice ont respectivement été comparables et progressé de 1 million $ comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression pour les neuf premiers mois de 2009 comprend une indemnité de résiliation de bail non récurrente associée à un locataire au Nouveau-Brunswick. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,2 % au 30 septembre 2009, contre 96,6 % au 30 septembre 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 a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La contribution au bénéfice du Sheraton Hotel Newfoundland et du Holiday Inn Select de Windsor, associée à la contribution accrue de la division immobilière, a été contrebalancée par le recul du taux d'occupation dans les autres hôtels de la société. Le bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice a aussi été comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. La contribution des hôtels récemment acquis, comme il est décrit précédemment, combinée à la contribution accrue de la division immobilière et à la baisse des frais financiers, a été atténuée par un recul généralisé des taux d'occupation dans les autres hôtels de la société. Les frais financiers ont diminué principalement en raison de la réduction des soldes du capital de la dette externe découlant des remboursements de dette prévus.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 4 millions $ pour le trimestre et de 10 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations ont été principalement attribuables 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 de Windsor, en partie neutralisées par une réduction généralisée des coûts dans le reste de la division de l'hôtellerie et par une baisse des charges d'exploitation de la division immobilière. La diminution des charges d'exploitation de la division immobilière découle principalement du reclassement dans la dotation aux amortissements de 2009 de certaines charges d'exploitation importantes capitalisées 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 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 7 7 - 21 19 2
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 2 2 - 9 8 1
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 2 - 7 6 1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 21 19 2 58 60 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (6) (6) - (15) (15) -
--------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions privilégiées 5 5 - 14 9 5
--------------------------------------------------------------------------
Charges nettes
du secteur Siège
social et autres (17) (15) (2) (52) (49) (3)
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(1) Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis, 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, Terasen Energy Services Inc.
(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées comme
passifs à long terme.
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--------------------------------------------------------------------------


Produits d'exploitation : Les produits pour le trimestre ont été comparables aux produits du trimestre correspondant de l'exercice précédent et ont augmenté de 2 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, sous l'effet de la hausse des intérêts créditeurs intersociétés attribuable à l'accroissement des prêts intersociétés.

Charges nettes du secteur Siège social et autres : Les charges nettes du secteur Siège social et autres pour le trimestre ont augmenté de 2 millions $ par rapport au même trimestre de 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'impôts de 2 millions $ au troisième trimestre de 2008 liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures pour Terasen, les charges nettes du secteur Siège social et autres du trimestre ont progressé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette progression est attribuable à la hausse des frais financiers liés à l'émission des débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital de 200 millions $ en juillet 2009.

Les charges nettes du secteur Siège social et autres ont monté de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Excluant les éléments non récurrents en 2009 et en 2008 liés aux impôts sur les bénéfices des sociétés, tel qu'il est décrit pour le trimestre ci-dessus, les charges nettes du secteur Siège social et autres pour les neuf premiers mois de 2009 ont progressé de 2 millions $ par rapport à la période correspondante de 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 la baisse de la contribution au bénéfice de la part de CustomerWorks Limited Partnership ont été en partie contrebalancées par la diminution des frais financiers et l'augmentation des intérêts créditeurs intersociétés.

Les frais financiers pour les neuf premiers mois de l'exercice ont été comparables à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent par suite de la baisse des emprunts sur les facilités de crédit au cours du premier semestre de 2009 comparativement à la même période de l'exercice précédent et d'une baisse des taux d'intérêt sur ces emprunts. Ces baisses ont été en partie atténuées par la hausse des frais financiers associée aux débentures non garanties d'un capital de 200 millions $ émises en juillet 2009 et par l'effet de change défavorable découlant de la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains.

En décembre 2008, Fortis a conclu une émission d'actions ordinaires d'un capital de 300 millions $, dont le produit net a été affecté surtout au remboursement de la dette à court terme contractée pour régler les échéances de la dette à long terme.

FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

La nature de la réglementation et les principales décisions et demandes réglementaires liées à chacun des secteurs de services publics réglementés de gaz et d'électricité de la Société sont présentées dans les tableaux qui suivent :



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Nature de la réglementation
---------------------------------------------------------------------------
Rendements autorisés Caractéristiques
Capitaux (%) de soutien
propres --------------------------------------
attribuables Année témoin
aux future ou
Organisme actionnaires historique
Service de ordinaires utilisée
public réglemen- autorisés pour établir
réglementé tation (%) 2007 2008 2009 les tarifs
---------------------------------------------------------------------------
RCP Coût du
-------------------- service/RCP

ETR jusqu'en
2009 :
TGI : partage à
parts égales du
bénéfice
supérieur ou
inférieur
au RCP autorisé
TGI British Columbia
Utilities 35 8,37 8,62 8,47 TGVI : retenue de
Commission ("BCUC") la totalité du
bénéfice
provenant des
charges
d'exploitation et
d'entretien moins
élevées que
prévu, mais aucun
allègement
TGVI BCUC 40 9,07 9,32 9,17 à l'égard de la
hausse des
charges
d'exploitation et
d'entretien
Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur le
rendement des
obligations à
long terme du
Canada
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC BCUC 40 8,77 9,02 8,87 Coût du
service/RCP

Mécanisme d'ETR
De 2009 à 2011 -
partage à parts
égales du
bénéfice
supérieur ou
inférieur au RCP
autorisé jusqu'à
un RCP égal à 200
points de base de
plus ou de moins
que le RCP
autorisé -
excédent dans un
compte de report

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Fortis- Alberta Utilities Coût du
Alberta Commission ("AUC") 37 8,51 8,75 8,51 service/RCP
(1)
Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Newfound- Newfoundland and 45 8,60 8,95 8,95 Coût du
land Power Labrador Board of +/- +/- +/- service/RCP
Commissioners of 50 50 50
Public Utilities points points points Formule
("PUB") de base de base de base d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Maritime Island Regulatory 40 10,25 10,00 9,75 Coût du
Electric and Appeals service/RCP
Commission ("IRAC") -----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Fortis- Commission de 43,3 9,00 9,00 8,01 Canadian Niagara
Ontario l'énergie de Power - Coût
l'Ontario ("CEO") du service/RCP
(Canadian Niagara
Power) Cornwall Electric
- Prix plafond
Contrat de avec transfert du
concession coût des
(Cornwall Electric) marchandises
-----------------
Année témoin
future - à
compter de 2009
---------------------------------------------------------------------------
Belize Public Utilities RAB Ententes de
Electri- Commission ("PUC") -------------------- quatre ans à
city s.o. 10,00- 10,00 10,00 l'égard du coût
15,00 (2) du service et
du RAB
Des coûts
additionnels en
cas d'ouragan
seraient reportés
et la société
pourrait en
demander le
recouvrement
futur dans les
tarifs imposés à
la clientèle.
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Caribbean Electricity s.o. 15,00 9,00- 9,00- Coût du service /
Utilities Regulatory 11,00 11,00 RAB
Authority ("ERA") Mécanisme
d'ajustement des
plafonds
tarifaires en
fonction des
indices des prix
à la consommation
publiés

En vertu de la
nouvelle licence
de transport et
de distribution,
la société
peut demander un
tarif additionnel
spécial à la
clientèle dans
l'éventualité
d'un désastre, y
compris un
ouragan.
-----------------
Année témoin
historique
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Le service public s.o. 17,50 17,50 17,50 Coût du service/
Turks and dépose des (3) (3) (3)RAB
Caicos documents annuels
auprès du Si le RAB réel
Commissaire à est moins élevé
l'énergie que le RAB
autorisé en
raison de coûts
additionnels
découlant d'un
ouragan ou d'un
autre événement,
la société peut
demander une
augmentation
des tarifs de la
clientèle pour
l'année suivante.
-----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) RCP provisoire en attendant l'issue de l'instance générale sur les
coûts en capital de 2009 de l'AUC
(2) Basé sur la décision finale de juin 2008 portant sur la demande
tarifaire de Belize Electricity pour 2008-2009
(3) Chiffre prévu dans la licence. Les RAB réels atteints en 2007 et 2008
étaient considérablement inférieurs au RAB autorisé en vertu de la
licence en raison des investissements importants faits par la société
de services publics.
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



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---------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et demandes réglementaires
---------------------------------------------------------------------------
Service public
réglementé Description sommaire
---------------------------------------------------------------------------
- Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les prix du
gaz naturel et du propane avec la BCUC afin d'assurer que
les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les
coûts d'achat du gaz naturel et du propane. Tel qu'il a
été approuvé par la BCUC, les tarifs pour le gaz naturel
sont restés inchangés au cours du premier trimestre de
2009, alors que les tarifs pour le propane ont diminué,
avec prise d'effet le 1er janvier 2009. En date du 1er
avril 2009, la BCUC a approuvé la diminution des tarifs
pour le gaz naturel et le propane. En date du 1er juillet
2009, la BCUC a approuvé le maintien sans modification des
tarifs pour le gaz naturel pour la clientèle de la plupart
des régions desservies, et elle a approuvé une
augmentation des tarifs pour le propane pour la clientèle
de Revelstoke. En date du 1er octobre 2009, la BCUC a
approuvé la diminution des tarifs pour le propane dans le
Lower Mainland, la vallée du Fraser et les régions de
l'intérieur. Les coûts du gaz naturel et du propane sont
transférés aux clients sans majoration.
- En décembre 2008, la BCUC a approuvé une hausse de la
composante livraison dans les tarifs de base imposés à la
clientèle de TGI d'environ 6 %, alors que pour TGVI, elle
a approuvé une hausse allant jusqu'à 5 % selon la
catégorie de tarifs imposés à la clientèle. La composante
livraison des tarifs de base imposés à la clientèle pour
2009 reflète la diminution du RCP autorisé de TGI et de
TGVI, qui est passé à respectivement 8,47 % et 9,17 % pour
2009, par suite de l'application des mécanismes
d'ajustement automatique du RCP.
- En mars 2009, TGI a obtenu l'approbation de la BCUC
demandée pour procéder à d'importants travaux de
restauration de certaines traversées submergées du
pipeline de transport dans le bras sud de la rivière
Fraser desservant Vancouver et Richmond. Le projet devrait
être achevé en 2010, à un coût total d'environ 27 millions
$.
TGI/TGVI - En avril 2009, TGI a obtenu l'approbation de la BCUC pour
son nouveau programme d'efficience et de conservation
énergétiques de 41,5 millions $ visant à offrir aux
clients des outils de pointe et des incitatifs pour gérer
leur consommation de gaz naturel, réduire les coûts
énergétiques et diminuer les émissions de gaz à effet de
serre. La mise en oeuvre du programme a débuté à l'été
2009.
- En juin 2009, la BCUC a approuvé la demande de TGI pour la
vente de gaz naturel liquéfié comme carburant de transport
pour des parcs de véhicules.
- En mai 2009, les sociétés Terasen Gas ont déposé auprès de
la BCUC une demande d'examen du mécanisme général actuel
d'ajustement du RCP autorisé et de la composante capitaux
propres réputée de la structure du capital pour TGI. La
demande vise une augmentation du RCP autorisé, pour le
faire passer de 8,47 % à 11 % en date du 1er juillet 2009,
et une hausse de la composante en actions ordinaires
autorisée de la structure du capital de TGI afin qu'elle
passe de 35 % à 40 % avec prise d'effet le 1er janvier
2010. Aucune modification n'a été demandée pour l'écart
lié à la prime de risque de 70 points de base par rapport
au RCP autorisé de TGI pour établir le RCP autorisé de
TGVI. Une décision à l'égard de la demande est attendue
avant la fin de l'exercice ou au début de 2010.
- En juin 2009, TGI a présenté une demande à 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. Si la demande est
approuvée, le nouveau modèle serait fonctionnel en janvier
2012, et le coût en capital total prévu s'élèverait à
environ 120 millions $, y compris les montants au compte
de report réglementé. TGI a demandé qu'une décision soit
rendue pour ce projet d'ici la fin de 2009.
- En date du 1er juin 2009, la BCUC a approuvé une
diminution moyenne de 12 % de la composante livraison des
tarifs de base imposés à la clientèle de TGWI. En date du
1er juillet 2009, la BCUC a également approuvé une baisse
des tarifs du gaz d'environ 10 % pour TGWI.
- En juin 2009, TGI et TGVI ont chacune déposé une demande
de besoins de revenus biannuelle pour 2010 et 2011 auprès
de la BCUC. Les accords d'ETR actuels de TGI et de TGVI
viennent à échéance le 31 décembre 2009. Les demandes de
tarifs seront mises à jour afin de refléter les montants
devant être approuvés par la BCUC pour une augmentation de
la composante capitaux propres réputée de TGI et des RCP
autorisés, comme dans la demande déposée auprès de la BCUC
en mai 2009, décrite ci-dessus. La demande de TGI suppose
une base tarifaire moyenne prévue d'environ 2 536 millions
$ et 2 620 millions $ respectivement pour 2010 et 2011,
alors que la demande de TGVI suppose une base tarifaire
moyenne prévue d'approximativement 555 millions $ et 730
millions $ respectivement pour 2010 et 2011. L'incidence
globale prévue sur les tarifs imposés à la clientèle de
TGI pour 2010 et 2011, y compris le transfert du coût du
gaz naturel mais avant toute répercussion d'une
augmentation du niveau de la composante capitaux propres
réputée et du RCP autorisé se résume à des hausses
respectives d'environ 3 % et 2 %. TGVI demande que les
tarifs imposés à la clientèle, y compris le transfert du
coût du gaz naturel mais avant toute répercussion d'une
augmentation du niveau de la composante capitaux propres
réputée et du RCP autorisé, demeure inchangée pour la
période de deux ans qui débutera le 1er janvier 2010. TGVI
demande toutefois que la composante livraison des tarifs
imposés à la clientèle qui n'est pas soumise à des
ententes de transport distinctes soit réduite d'environ 5
% en 2010 et demeure inchangée en 2011. Les décisions à
l'égard des demandes sont attendues avant la fin de
l'exercice ou au début de 2010.
---------------------------------------------------------------------------
- En décembre 2008, la BCUC a approuvé la demande de besoins
de revenus de la société pour 2009 qui s'est traduite par
une augmentation générale des tarifs facturés aux clients
de 4,6 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009.
L'augmentation de tarifs découle principalement de
l'investissement continu de la société dans les
infrastructures électriques et de la hausse des prix
d'achat d'électricité découlant de la croissance de la
clientèle et de la demande d'électricité. Les tarifs pour
2009 reflètent un RCP autorisé de 8,87 % en raison de
l'application du mécanisme d'ajustement automatique du
RCP. L'approbation de la demande de besoins de revenus
pour 2009 comprend aussi une prolongation du mécanisme
d'ETR pour les exercices 2009 à 2011 selon des modalités
semblables à celles du mécanisme d'ETR antérieur, sauf que
les charges d'exploitation et d'entretien brutes
annuelles, avant les coûts indirects capitalisés, seront
établis au moyen d'une formule intégrant la croissance de
la clientèle et l'inflation, c'est-à-dire l'indice des
prix à la consommation ("IPC") pour la Colombie-
Britannique, moins un facteur d'amélioration de la
productivité ("FAP") de 3 % en 2009, 1,5 % en 2010 et 1,5
% en 2011. Si l'inflation dépassait FortisBC 3 %,
l'excédent devrait être ajouté au FAP, ce qui plafonne
effectivement l'IPC à 3 %.
FortisBC - En février 2009, la BCUC a rendu sa décision sur le plan
de dépenses en immobilisations pour 2009 et 2010 de
FortisBC. Des dépenses en immobilisations brutes
totalisant 165 millions $ et 156 millions $ ont été
approuvées respectivement pour 2009 et 2010.
- En août 2009, FortisBC a obtenu l'approbation de la BCUC
demandée pour augmenter de 2,2 % les tarifs imposés à la
clientèle, avec date d'effet le 1er septembre 2009. Cette
augmentation découle de la hausse des prix d'achat
d'électricité que la société doit verser à BC Hydro.
- En octobre 2009, FortisBC a présenté la demande
préliminaire de besoins de revenus pour 2010 demandant une
augmentation générale des tarifs facturés aux clients de
4,6 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009. La demande
d'augmentation de tarifs découle principalement de
l'investissement continu de la société dans les
infrastructures électriques et de la hausse des prix
d'achat d'électricité découlant de la croissance de la
clientèle et de la demande d'électricité.
---------------------------------------------------------------------------
- En juin 2008, l'AUC a rendu une décision stipulant qu'il
est approprié qu'une révision du RCP, du mécanisme
d'ajustement et de la structure du capital de chaque
société de services publics ait lieu dans le cadre d'une
instance générale. En juillet 2008, l'AUC a publié son
avis de demande d'audience, un document provisoire
d'établissement de la portée de l'instance et les
exigences minimales de dépôt à l'égard de l'instance
générale sur les coûts en capital de 2009. L'instance
s'applique à tous les services publics de gaz,
d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta
qui sont réglementés par l'AUC.
- En novembre 2008, FortisAlberta a présenté sa preuve à
l'égard de l'instance générale sur les coûts en capital de
2009 par suite de la requête de l'AUC. Les audiences
orales ont eu lieu en mai et en juin 2009, les arguments
ont été présentés en juillet et en août 2009 et une
ordonnance de l'AUC est prévue au cours du quatrième
trimestre de 2009.
FortisAlberta - En décembre 2008, FortisAlberta a obtenu
l'approbationréglementaire de ses tarifs de distribution
pour 2009, qui lui permet de recouvrer les coûts de
distribution approuvés. Cette approbation s'est traduite
par une augmentation du tarif de distribution de 8,6 %
avec prise d'effet le 1er janvier 2009. L'augmentation
tarifaire était légèrement plus élevée que l'augmentation
de 7,3 % envisagée dans l'Accord de règlement négocié pour
2008-2009 en raison du recouvrement FortisAlberta reporté
à 2009 dans les tarifs imposés à la clientèle de
l'augmentation du RCP autorisé, à 8,75 % pour 2008. Les
tarifs approuvés pour 2009 reflètent aussi l'incidence de
la convention collective de la société qui a été conclue
après l'approbation de l'Accord de règlement négocié pour
2008-2009. Comme l'y soumet l'AUC, la société continue
d'utiliser pour 2009 le RCP autorisé pour 2007 de 8,51 %
en attendant la décision de l'instance générale sur les
coûts en capital de 2009.
- En juin 2009, FortisAlberta a déposé une demande générale
de besoins de revenus biannuelle pour 2010 et 2011 à
l'égard de la distribution. Pour les deux années, la
demande suppose un RCP autorisé provisoire de 8,75 % et
une composante capitaux propres réputée de 37 %, en
attendant l'issue de l'instance générale sur les coûts en
capital qui est e n cours. La demande prévoit également
une base tarifaire moyenne d'environ 1 538 millions $ et 1
724 millions $ respectivement pour 2010 et 2011.
L'incidence prévue sur la composante distribution dans les
tarifs de base imposés à la clientèle pour 2010 et 2011 se
résume à une augmentation moyenne de respectivement 13,3 %
et 14,9 %. FortisAlberta prévoit qu'une audience se
tiendra en novembre 2009, que l'AUC rendra une décision
réglementaire au printemps 2010, les tarifs imposés aux
clients définitifs devant prendre effet à la fin de 2010
ou au début de 2011. Une demande de tarifs intermédiaires,
devant entrer en vigueur en janvier 2010, a été présentée
en octobre 2009.
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- En novembre 2008, le PUB a approuvé, telle qu'elle a été
déposée, la demande de budget d'immobilisations de la
société pour 2009 d'environ 62 millions $, à peu près la
moitié des dépenses en immobilisations proposées ayant
trait à la construction et au maintien des immobilisations
du réseau d'électricité. Au cours du troisième trimestre
de 2009, Newfoundland Power a déposé des ajouts d'environ
2 millions $ à sa demande de budget d'immobilisations pour
2009 qui ont été approuvés par la PUC.
- Le RCP autorisé de la société demeure inchangé pour 2009 à
8,95 % et, par conséquent, aucune modification des tarifs
de base imposés à la clientèle n'a été apportée pour 2009.
- Avec prise d'effet le 1er juillet 2009, le PUB a approuvé
une diminution moyenne globale d'environ 6,6 % des tarifs
d'électricité imposés à la clientèle, reflétant le
transfert à la clientèle, au moyen du compte de
stabilisation tarifaire, de la variation du coût du
combustible utilisé pour produire l'électricité que
Newfoundland Hydro vend à Newfoundland
Newfoundland Power. La diminution des tarifs imposés à la clientèle
Power n'aura pas d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland
Poweren 2009.
- En novembre 2009, le PUB a approuvé la demande de budget
d'immobilisations de la société pour 2010 d'environ
65 millions $.
- En septembre 2009, Newfoundland Power a déposé une demande
tarifaire générale révisée pour 2010 visant l'approbation
d'une augmentation moyenne globale d'environ 7,2 % des
tarifs d'électricité de base imposés à la clientèle, avec
prise d'effet le 1er janvier 2010. L'augmentation des
tarifs proposée résulte d'un examen complet des
coûts et des tarifs imposés à la clientèle de la société.
La demande comporte également une hausse du RCP autorisé,
qui passerait de 8,95 % à 11 % pour 2010 sur une
composante capitaux propres d'environ 45 %. La demande
prévoit également une base tarifaire moyenne d'environ 869
millions $ pour 2010. Une audience publique à l'égard de
la demande a eu lieu en octobre 2009.
---------------------------------------------------------------------------
- En mars 2009, l'IRAC a approuvé la demande de tarifs de
Maritime Electric pour 2009, laquelle a entraîné une
augmentation du montant des coûts de l'énergie recouvrés
auprès de la clientèle dans la composante tarifs de base
de la facturation, avec prise d'effet le 1er avril 2009.
L'augmentation du coût de l'énergie de référence dans les
tarifs de base, qui passe de 6,73 cents le kilowattheure
("kWh") à 7,7 cents le kWh, donne lieu à une diminution du
montant des coûts de l'énergie qui devront être recouvrés
auprès de la clientèle du fait du mécanisme d'ajustement
du coût de l'électricité ("MACE"). En outre, l'IRAC a
approuvé le report des coûts de l'énergie de remplacement
relativement à la centrale nucléaire Pointe Lepreau
d'Energie NB ("Pointe Lepreau") pour 2009, de même que le
prolongement de la période d'amortissement du MACE à douze
mois, avec prise d'effet le 1er avril 2009. L'IRAC a en
Maritime outre approuvé, telle qu'elle a été déposée, la demande de
Electric RCP maximal autorisé de 9,75 % pour 2009, en baisse par
rapport au RCP autorisé de 10,00 % pour 2008. L'effet
global sur les taux facturés au clients résidentiels pour
2009 est une hausse de 5,3 % d'après une consommation
moyenne de 650 kWh par mois.
- En septembre 2009, Energie NB a annoncé que la remise en
état de Pointe Lepreau était en retard, la date cible pour
l'électricité devant être produite étant reportée à
février 2011. La remise en service du réacteur était
initialement prévue pour le 1er octobre 2009.
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- En août 2008, Canadian Niagara Power a déposé une demande
portant sur le coût du service pour 2009 ("demande pour
2009") qui sollicitait un nouveau calcul des tarifs de
distribution en fonction de l'année témoin future 2009. En
août 2009, la CEO a délivré une ordonnance tarifaire sur
la demande pour 2009 à l'égard de Fort Erie et Gananoque,
approuvant les augmentations des tarifs de distribution de
respectivement 5,1 % et 11,7 %, avec prise d'effet le 1er
mai 2009, l'incidence sur la facturation aux clients
prenant effet le 1er septembre 2009. Les produits cédés du
1er mai 2009 au 31 août 2009 seront recouvrés auprès de la
clientèle au moyen d'un avenant tarifaire en vigueur du
1er septembre 2009 au 30 avril 2010. L'ordonnance
tarifaire a confirmé que la structure du capital réputée
comprenant 43,3 % de capitaux propres, correspondait à
celle supposée dans la demande pour 2009, a approuvé un
RCP autorisé de 8,01 % pour 2009 et a approuvé toutes les
dépenses en immobilisations prévues et pratiquement toutes
les charges d'exploitation prévues, telles qu'elles ont
été déposées. Les augmentations tarifaires approuvées
tenaient compte principalement de l'incidence des mises à
niveau du réseau de distribution.
FortisOntario - En mars 2009, la CEO a annoncé le lancement d'un processus
de consultation auprès des services publics ontariens
qu'elle règlemente afin d'aider la CEO à déterminer si
l'état actuel de l'économie et du marché des capitaux
justifie un rajustement des valeurs des paramètres de
calcul de coût du capital établi selon la méthode
actuelle. En juin 2009, la CEO a envoyé une lettre
indiquant qu'elle avait décidé de ne pas modifier les
paramètres pour 2009. Une conférence pour les intervenants
a eu lieu en septembre et octobre 2009 pour passer en
revue la politique relative au coût du capital
pour les années à venir. la CEO prévoit que toute
modification à la politique effectuée par suite du
processus d'examen s'appliquera à l'établissement des
tarifs de l'année de tarification 2010.
- En septembre 2009, la CEO a rendu sa décision sur la
demande pour 2009 à l'égard de Port Colborne, avec date
d'effet le 1er mai 2009, l'incidence sur la facturation
aux clients devant prendre effet le 1er novembre 2009. Les
produits cédés du 1er mai 2009 au 31 octobre 2009 pourront
être recouvrés auprès de la clientèle. La décision a
confirmé une structure du capital et approuvé un RCP
autorisé semblables à ceux à l'égard de Fort Erie et
Gananoque. Une version préliminaire de l'ordonnance
tarifaire à l'égard de Port Colborne a été présentée en
octobre 2009 et l'ordonnance tarifaire définitive de la
CEO est attendue au cours du quatrième trimestre de 2009.
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- En juin 2008, la PUC a rendu sa décision finale à l'égard
de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008
2009, rejetant la plupart des recommandations de l'expert
indépendant nommé par la PUC afin d'examiner la décision
initiale rendue par la PUC à l'égard de la demande
tarifaire de Belize Electricity pour 2008-2009, et
n'accordant pas l'augmentation demandée du tarif moyen
général de l'électricité. La PUC a aussi ordonné un
ajustement rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux
résultats financiers de l'exercice précédent de Belize
Electricity. En substance, l'ajustement représentait le
rejet de coûts du combustible et de l'électricité achetée
engagés antérieurement. La PUC a aussi réduit le RAB
autorisé cible de Belize Electricity, le faisant passer de
12 % à 10 % par une réduction du volet DVA du tarif moyen
de l'électricité. En conséquence directe de la décision
finale de juin 2008, Belize Electricity a comptabilisé une
charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) (dont 13
millions $ représentaient la quote-part de la Société)
dans les coûts de l'approvisionnement énergétique au cours
du deuxième trimestre de 2008. La décision finale n'a pas
d'incidence sur les activités de production
hydroélectrique de la Société menées par Belize Electric
Company Limited ("BECOL").
- La décision finale proposait aussi l'utilisation d'un
mécanisme automatique, qui sera finalisé par la PUC, pour
ajuster mensuellement, avec un décalage de deux mois, la
composante coûts de l'électricité du tarif pour refléter
les coûts réels de l'électricité. Le mécanisme
d'ajustement automatique, qui était rétroactif avec prise
d'effet le 1er septembre 2008, permet le recouvrement
auprès de la clientèle, ou le remboursement à celle-ci,
des coûts réels de l'électricité qui varient, par rapport
au coût de référence de l'électricité, de plus d'un seuil
de 10 %.
- En février 2009, la PUC a modifié la décision finale
relative à la demande tarifaire pour 2008-2009 de Belize
Electricity (la "modification"), en vigueur pour la
période du 1er janvier 2009 au 30 juin 2009. La
modification prévoit une augmentation du volet DVA du
tarif moyen de l'électricité permettant à Belize
Electricity de toucher un RAB autorisé cible de 12 %, mais
a aussi pour résultat de réduire la composante coûts de
l'électricité du tarif moyen d'électricité, du fait d'une
baisse globale du coût de l'électricité. Par conséquent,
la modification s'est traduite par une diminution globale
du tarif moyen de l'électricité, qui est passé de 44,1
cents BZ le kWh à 37,5 cents BZ le kWh. La Belize
Electricity modification prévoit aussi une baisse de la
valeur de l'actif réglementaire sur laquelle le RAB
autorisé est fondé, tout en augmentant les charges
d'exploitation d'un montant équivalent, et une réduction
de l'amortissement, des impôts et taxes et des droits
ainsi que des besoins de revenus connexes.
Belize - En avril 2009, Belize Electricity a déposé sa demande de
Electricity révision tarifaire annuelle pour la période tarifaire
annuelle allant du 1er juillet 2009 au 30 juin 2010
(la "demande tarifaire pour 2009-2010"), proposant une
baisse de 6 % du tarif moyen de l'électricité, de même
qu'une écriture de contrepassation de la charge de 36
millions $ BZ, décrite ci-dessus. La PUC n'a pas accepté
la demande tarifaire pour 2009-2010 invoquant qu'aucune
révision tarifaire annuelle n'était en cours.
- Les modifications apportées à la législation sur
l'électricité par le gouvernement du Belize et la PUC, et
la décision finale de juin 2008 et la modification, qui
étaient fondées sur les lois modifiées, 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. Cependant, la Cour suprême
du Belize a approuvé 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 a commencé en 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 de Belize Electricity de la décision précédente à
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 ministre des Services publics 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 BECOL, seraient
déclarés fournisseurs de services publics au sens de la
loi intitulée Public Utilities Commission Act en date du
1er mai 2009. Fortis est en train 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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- En janvier 2009, un plan quinquennal d'investissement en
immobilisations ("PII") modifié totalisant 246 millions $
US a été soumis à l'ERA. En mars 2009, l'ERA a approuvé le
PII de 2009 de 48 millions $ US de la société. En octobre
2009, Caribbean Utilities a soumis à l'ERA un PII
totalisant 157 millions $ US pour la période de 2010 à
2014.
- En avril 2009, Caribbean Utilities a répondu à un appel de
soumissions pour l'installation de deux centrales 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 les deux
centrales de 32 MW. En raison de la conjoncture économique
Caribbean actuelle et de la révision des prévisions à moyen terme de
Utilities la croissance de la charge par la société, l'ERA a annulé
l'appel de soumissions visant l'expansion de la 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 s'il y a des indicateurs de besoins
futurs de capacité additionnelle. Le PII de Caribbean
Utilities pour 2010 à 2014 tient compte des prévisions de
la baisse de la croissance et du retard de la nouvelle
capacité de production de 32 MW.
- L'ERA a approuvé une augmentation de 2,4 % des tarifs de
base d'électricité imposés à la clientèle, avec prise
d'effet le 1er juin 2009, en conformité avec le mécanisme
d'ajustement tarifaire aux termes de la licence de
transport et de distribution de Caribbean Utilities.
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Fortis Turks - En mars 2009, Fortis Turks and Caicos, dans son dépôt
and Caicos réglementaire annuel pour 2008, mettait l'accent sur le
rendement de la société en 2008 et sur ses projets de
dépenses en immobilisations liées à l'expansion pour 2009.
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SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

Le tableau qui suit présente les principaux mouvements survenus dans les
bilans consolidés entre le 30 septembre 2009 et le 31 décembre 2008.

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Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 septembre 2009 et le 31 décembre 2008
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Augmentation/
(diminution)
Compte du bilan (en millions $) Explication
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Trésorerie et 40 L'augmentation découle essentiellement
équivalents des fonds en caisse associés à la partie
de trésorerie du produit tiré du placement de
débentures d'un capital de 200 millions $
fait par Fortis en juillet 2009. Après la
fin du trimestre, une tranche du produit
a servi à financer l'acquisition de Great
Lakes Distribution Power Inc. Le reste de
l'augmentation de la trésorerie résulte
des soldes de trésorerie plus élevés de
Newfoundland Power, découlant du
calendrier des paiements des intérêts sur
la dette à long terme et du fonds
d'amortissement.
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Débiteurs (324) La diminution est principalement
attribuable à l'incidence d'une baisse
saisonnière des ventes, ressentie surtout
par les sociétés Terasen Gas et
Newfoundland Power, et à l'incidence
d'une baisse de la composante carburant
facturée par Caribbean Utilities et
Fortis Turks and Caicos découlant du
recul des prix du carburant.
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Actifs réglementaires à 564 L'augmentation s'explique surtout par la
court et à long terme comptabilisation d'actifs réglementaires
de 543 millions $ au 30 septembre 2009
liée à la constatation d'impôts futurs
par suite de l'adoption du chapitre 3465
modifié, "Impôts sur les bénéfices", avec
prise d'effet le 1er janvier 2009. Le
reste de l'augmentation est lié surtout
au report réglementaire de montants
associés à la variation de la juste
valeur de marché des swaps et options sur
gaz naturel des sociétés Terasen Gas et
au report des coûts de l'énergie de
remplacement de la centrale Pointe
Lepreau pour Maritime Electric.
L'augmentation a été neutralisée en
partie par l'incidence du report des
montants récupérés dans les tarifs
imposés à la clientèle en sus du coût
réel du gaz naturel pour les sociétés
Terasen Gas au cours des neuf premiers
mois de 2009.
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Autres actifs (58) La diminution est liée à une réduction
nette de 61 millions $ associée au
passage à la méthode de comptabilisation
à la valeur de consolidation pour la
participation de la Société dans la
société Exploits, à compter du 13 février
2009. Auparavant, les résultats
financiers de la société Exploits étaient
intégrés dans les états financiers
consolidés de la Société. Pour une
analyse de la relation avec la société
Exploits, consulter la rubrique
"Estimations comptables critiques -
Eventualités" du présent rapport de
gestion.
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Immobilisations de 347 L'augmentation a trait essentiellement
services publics aux 725 millions $ investis dans les
réseaux d'électricité et de gaz, en
partie contrebalancés par l'amortissement
et les contributions de la clientèle,
pour les neuf mois terminés le 30
septembre 2009 et à l'effet de change
créé par la conversion des actifs
d'immobilisations de services publics
libellés en monnaie étrangère.
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Emprunts à court terme (74) La diminution découle du remboursement
d'emprunts à court terme par TGI et
Caribbean Utilities à même une partie du
produit de l'émission de titres de
créance à long terme, du remboursement
des emprunts à court terme de Fortis
Turks and Caicos et le produit des
emprunts intersociétés revenant à Fortis,
combiné à la baisse des emprunts
effectués par les sociétés Terasen Gas en
raison du caractère saisonnier des
activités.
---------------------------------------------------------------------------
Créditeurs et charges à (162) La diminution tient à une baisse des
payer montants dus pour le gaz acheté par la
société Terasen Gas et l'électricité
achetée par Newfoundland Power, en raison
du caractère saisonnier des activités, et
du calendrier du paiement des impôts
fonciers et des redevances de franchise
versées aux sociétés Terasen Gas, en
partie compensée par une augmentation de
34 millions $ associée à la variation de
la juste valeur marchande des swaps et
des options sur gaz naturel des sociétés
Terasen Gas.
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Impôts sur les bénéfices (56) La diminution a trait essentiellement au
à payer calendrier des paiements d'impôts sur les
bénéfices des sociétés Terasen Gas et de
Newfoundland Power.
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Passifs réglementaires à 40 L'augmentation s'explique surtout par la
court et à long terme comptabilisation de passifs
réglementaires de 41 millions $ au 30
septembre 2009 liée à la constatation
d'impôts futurs par suite de l'adoption
du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les
bénéfices", avec prise d'effet le 1er
janvier 2009. Les passifs réglementaires
ont également augmenté en raison de la
baisse des coûts du combustible et de
l'électricité achetés par Belize
Electricity au cours des neuf premiers
mois de 2009 par rapport aux montants
récupérés dans les tarifs imposés à la
clientèle au cours de la même période.
L'augmentation a été en partie
contrebalancée par la diminution des
soldes du compte de stabilisation
tarifaire pour les sociétés Terasen Gas
liée à l'incidence du report de
l'excédent des coûts réels des activités
médianes de distribution du gaz sur les
montants récupérés dans les tarifs
imposés à la clientèle, en partie
neutralisé par le report de l'incidence
sur le bénéfice de l'excédent de la
consommation réelle des clients sur la
consommation prévue depuis le début de
l'exercice 2009.
---------------------------------------------------------------------------
Passifs d'impôts futurs à 487 L'augmentation est principalement
court et à long terme attribuable à la comptabilisation
d'impôts futurs par suite de l'adoption
du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les
bénéfices", avec prise d'effet le 1er
janvier 2009.
---------------------------------------------------------------------------
Crédits reportés 31 L'augmentation tient principalement au
reclassement de 19 millions $ d'impôts
futurs par suite de l'adoption du
chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les
bénéfices", avec prise d'effet le 1er
janvier 2009. Ces impôts étaient
auparavant portés en réduction des
obligations au titre des avantages
complémentaires de retraite des sociétés
Terasen Gas. L'augmentation tient
également à une hausse des obligations au
titre des régimes de retraite à
prestations déterminées et avantages
complémentaires de retraite.
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Dette à long terme et 250 L'augmentation résulte essentiellement de
obligations liées aux l'émission de titres de créance à long
contrats de location- terme en partie atténuée par le
acquisition (y compris remboursement net de 54 millions $ des
la tranche échéant à emprunts sur les facilités de crédit
moins d'un an) consenties, et par la diminution de 61
millions $ associée au passage à la
méthode de comptabilisation à la valeur
de consolidation pour la participation de
la Société dans la société Exploits, à
compter du 13 février 2009; des
remboursements prévus des emprunts et des
échéances de la dette; et de l'effet de
change lié à la conversion de la dette
libellée en monnaie étrangère.
Auparavant, les résultats financiers de
la société Exploits étaient intégrés dans
les états financiers consolidés de la
Société. Pour une analyse de la relation
avec la société Exploits, consulter la
rubrique "Estimations comptables
critiques - Eventualités" du présent
rapport de gestion.

Les émissions de titres de créance à long
terme, depuis le début de l'exercice
jusqu'en septembre 2009, surtout aux fins
du remboursement des emprunts sur les
facilités de crédit consenties, des
emprunts à court terme et des dettes
échues, ont consisté en un placement de
débentures d'un capital de 100 millions $
par TGI, un placement de débentures d'un
capital de 100 millions $ par
FortisAlberta, un placement d'obligations
d'un capital de 65 millions $ par
Newfoundland Power, un placement de
billets d'un capital de 40 millions $ US
par Caribbean Utilities, un placement de
débentures d'un capital de 105 millions $
par FortisBC et un placement de
débentures d'un capital de 200 millions $
par Fortis.
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Part des actionnaires (21) La diminution est principalement liée à
sans contrôle l'incidence du change sur la conversion
des montants en dollars américains de la
part des actionnaires sans contrôle, et
de l'augmentation de 2,7% de la
participation de Fortis dans Caribbean
Utilities en juillet 2009.
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Capitaux propres 54 L'augmentation s'explique surtout par le
bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires pour les neuf mois terminés le
30 septembre 2009, moins les dividendes
sur actions ordinaires. Le reste de
l'augmentation est lié à l'émission
d'actions ordinaires en vertu des régimes
d'achat d'actions, de réinvestissement
des dividendes et d'options sur actions
de la Société, en partie neutralisée par
une augmentation du cumul des autres
éléments du résultat étendu.
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SITUATION DE TRESORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Le tableau qui suit présente les sources et les affectations des flux de
trésorerie consolidés de la Société pour les trois mois et neuf mois
terminés le 30 septembre 2009, comparativement aux mêmes périodes de 2008,
et est suivi d'une analyse de la nature des variations des flux de
trésorerie.


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--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 137 59 78 66 58 8
--------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à ce qui suit :
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 63 27 36 567 452 115
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (251) (229) (22) (733) (580) (153)
--------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 159 211 (52) 209 138 71
--------------------------------------------------------------------------
Effet de change sur
les soldes de
trésorerie (2) - (2) (3) - (3)
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à
la fin de la
période 106 68 38 106 68 38
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation du trimestre, après les ajustements liés au fonds de roulement, ont marqué une hausse de 36 millions $ sur le trimestre correspondant de l'exercice précédent par suite de variations favorables du fonds de roulement à FortisBC et des variations favorables dans le compte de report des charges de l'AESO à FortisAlberta par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation pour les neuf premiers mois de 2009, après les ajustements liés au fonds de roulement, ont marqué une hausse de 115 millions $ par rapport à la période correspondante de 2008. La hausse découle de variations favorables dans le compte de report des charges de l'AESO et de la hausse du bénéfice de FortisAlberta combinée à des variations favorables du fonds de roulement des sociétés Terasen Gas par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement du trimestre ont monté de 22 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de l'augmentation des dépenses brutes en immobilisations et d'une baisse des contributions destinées à la construction à FortisAlberta. Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont accrus de 153 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Au cours du premier trimestre de 2008, TGI a reçu un produit d'environ 14 millions $ à la vente de terrains excédentaires. En excluant l'incidence de la vente de terrains excédentaires en 2008, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont monté de 139 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, du fait de l'augmentation des dépenses brutes en immobilisations et d'une baisse des contributions destinées à la construction à FortisAlberta.

Les dépenses brutes en immobilisations se sont établies à 267 millions $ pour le troisième trimestre de 2009, soit une hausse de 17 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et se sont élevées à 763 millions $ depuis le début de l'exercice, une croissance de 117 millions $ en regard de la période correspondante de l'exercice précédent. Les augmentations tiennent à une hausse des dépenses en immobilisations de services publics engagées par FortisAlberta et les sociétés Terasen Gas.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement du trimestre ont baissé de 52 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse du produit tiré d'émissions de titres de créance à long terme a été plus que contrebalancée par la hausse des remboursements nets sur les facilités de crédit et la hausse des remboursements sur la dette à long terme.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 71 millions $ de plus que pour la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la diminution des remboursements nets sur les facilités de crédit consenties et des remboursements sur la dette à long terme, en partie contrebalancée par une augmentation des remboursements nets sur les emprunts à court terme, par la diminution du produit tiré des émissions de titres de créance à long terme et la baisse du produit tiré des émissions d'actions privilégiées.

Les avances sur les emprunts à court terme ont atteint 168 millions $ pour le troisième trimestre de 2009, ce qui est comparable au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les remboursements nets sur les emprunts à court terme se sont établis à 71 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, soit une hausse de 35 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est liée aux sociétés Terasen Gas et a été en partie annulée par les remboursements nets moins élevés effectués sur les emprunts à court terme par Maritime Electric.

Le produit des émissions de titres de créance à long terme, déduction faite des frais d'émission, les remboursements sur la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de location-acquisition, et les emprunts (remboursements), montant net, sur les facilités de crédit consenties pour le trimestre et depuis le début de l'exercice, comparés à ceux des périodes correspondantes de l'exercice précédent, sont résumés dans les tableaux qui suivent.



--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Produit des émissions de titres de créance à long terme,
déduction faite des frais d'émission (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - 99(1) 496(2)(3)(397)
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta - - - 99(4) 99(5) -
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC - - - 104(6) - 104
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power - - - 65(7) - 65
--------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric - - - - 60(8) (60)
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities 11(9) - 11 45(9) - 45
--------------------------------------------------------------------------
Siège social 198(10) - 198 198(10) - 198
--------------------------------------------------------------------------
Divers - - - - 4 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Total 209 - 209 610 659 (49)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Emission par TGI en février 2009 de débentures non garanties à 6,55 %,
30 ans, d'un capital de 100 millions $. Le produit net a été affecté
au remboursement des emprunts sur les facilités de crédit ainsi qu'au
remboursement de débentures non garanties de 60 millions $ à 10,75 %
qui sont venues à échéance en juin 2009.
(2) Emission par TGI en mai 2008 de débentures non garanties à 5,80 %, 30
ans, d'un capital de 250 millions $. Le produit net a été
principalement affecté au remboursement de débentures à 6,20 % d'un
capital de 188 millions $ arrivant à échéance et d'emprunts à court
terme.
(3) Emission par TGVI en février 2008 de débentures non garanties à 6,05
%, 30 ans, d'un capital de 250 millions $. Le produit net a été
affecté au remboursement d'emprunts sur les facilités de crédit
consenties.
(4) Emission en février 2009 de débentures non garanties à 7,06 %, 30 ans,
d'un capital de 100 millions $. Le produit net a été affecté au
remboursement d'emprunts sur les facilités de crédit consenties et aux
fins générales du siège social.
(5) Emission en avril 2008 de débentures non garanties à 5,85 %, 30 ans,
d'un capital de 100 millions $. Le produit net a été affecté au
remboursement d'emprunts sur les facilités de crédit consenties.
(6) Emission en juin 2009 de débentures non garanties à 6,10 %, 30 ans,
d'un capital de 105 millions $. Le produit net a été affecté au
remboursement d'emprunts sur les facilités de crédit consenties, aux
fins générales du siège social, y compris le financement des dépenses
en immobilisations et des besoins du fonds de roulement, ainsi qu'au
remboursement des débentures de 50 millions $ à 6,75 %, venues à
échéance le 31 juillet 2009.
(7) Emission en mai 2009 d'obligations hypothécaires de premier rang
à fonds d'amortissement à 6,606 %, 30 ans, d'un capital de 65 millions
$ . Le produit net a été affecté au remboursement d'emprunts sur une
facilité de crédit consentie et aux fins générales du siège social, y
compris le financement de dépenses en immobilisations.
(8) Emission en avril 2008 d'obligations hypothécaires de premier rang
garanties à 6,05 %, 30 ans, d'un capital de 60 millions $. Le produit
a été affecté au remboursement d'emprunts à court terme.
(9) Emission en mai 2009 et en juillet 2009 de billets non garantis à 7,50
%, 15 ans, d'un capital respectivement de 30 millions $ US et 10
millions $ US. Le produit net a été affecté au remboursement des
emprunts à court terme et au financement des dépenses en
immobilisations.
(10) Emission en juillet 2009 de débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans,
d'un capital de 200 millions $. Le produit net a servi à rembourser la
totalité de la dette existante engagée en vertu de la facilité de
crédit consentie de la Société et aux fins générales du siège social.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Remboursements sur la dette à long terme et obligations
liées aux contrats de location-acquisition (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - (63) (194) 131
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC (51) - (51) (51) - (51)
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities - (11) 11 (16) (11) (5)
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Properties (6) (3) (3) (11) (9) (2)
--------------------------------------------------------------------------
Divers - (1) 1 (7) (6) (1)
--------------------------------------------------------------------------
Total (57) (15) (42) (148) (220) 72
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Emprunts (remboursements), montant net, sur les facilités
de crédit consenties (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - - (261) 261
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 36 47 (11) 37 45 (8)
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC 2 2 - (29) 10 (39)
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power (5) 8 (13) (32) (6) (26)
--------------------------------------------------------------------------
Siège social (144) 46 (190) (30) (162) 132
--------------------------------------------------------------------------
Total (111) 103 (214) (54) (374) 320
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Les emprunts effectués par les sociétés de services publics sur les facilités de crédit servent principalement aux programmes de dépenses en immobilisations de ces services publics ou à leurs besoins de fonds de roulement. Les remboursements sont surtout financés par l'émission de titres de créance à long terme, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et/ou les injections de capitaux propres par Fortis. Le produit tiré de temps à autre des émissions d'actions privilégiées, d'actions ordinaires et de titres de créance à long terme est affecté au remboursement des emprunts faits sur la facilité de crédit consentie de la Société. Au cours du troisième trimestre, un remboursement net de 144 millions $ sur la facilité de crédit consentie de la Société a été financé à l'aide d'une partie du produit d'une émission de débentures non garanties d'un capital de 200 millions $ (198 millions $, déduction faite des frais). Au cours du deuxième trimestre de 2008, un remboursement net de 170 millions $ sur la facilité de crédit consentie de la Société a été financé à l'aide d'une partie du produit d'une émission d'actions privilégiées d'un capital de 230 millions $ (223 millions $, déduction faite des frais).

Le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires a augmenté de 3 millions $ au cours du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 16 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant l'incidence de la modification et de la bonification, avec prise d'effet le 1er mars 2009, du Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de la Société (le "Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions"). Le Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions offre aux actionnaires ordinaires participants un escompte de 2 % à l'achat d'actions ordinaires, émises sur son capital-actions autorisé, avec des dividendes réinvestis.

Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 45 millions $ pour le troisième trimestre de 2009, en hausse de 6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et se sont élevés à 133 millions $ depuis le début de l'exercice, soit une hausse de 15 millions $ par rapport à la même période de l'exercice précédent. Les hausses reflètent une augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation, en raison surtout du placement dans le public de 11,7 millions d'actions ordinaires en décembre 2008, et du dividende déclaré par action ordinaire plus élevé par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le dividende déclaré par action ordinaire s'est établi à 0,26 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres de 2009, comparativement à 0,25 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres de 2008.

Les dividendes sur actions privilégiées pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice ont respectivement été comparables et augmenté de 5 millions $ par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, sous l'effet des dividendes associés à l'émission de 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang, série G au cours du deuxième trimestre de 2008.

Obligations contractuelles : Le tableau suivant présente, au 30 septembre 2009, les obligations contractuelles consolidées de Fortis pour les cinq prochains exercices et par la suite. Une description détaillée de la nature des obligations est présentée ci-après et dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008.



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------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
au 30 septembre 2009
------------------------------------------------------------------------
Echéant
dans Echéant Echéant Echéant
moins dans 2 et dans 4 et après
(en millions $) Total de 1 an 3 ans 5 ans 5 ans
------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 5 376 127 368 288 4 593
------------------------------------------------------------------------
Poste de
transformation Brilliant 61 3 5 5 48
------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat de gaz(1) 991 577 215 191 8
------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat
d'électricité
FortisBC 2 800 38 78 75 2 609
FortisOntario 520 43 95 99 283
Maritime Electric(2) 80 51 12 2 15
Belize Electricity(3) 264 14 35 40 175
------------------------------------------------------------------------
Coût en capital 388 16 39 41 292
------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les actifs
à utilisation commune et
les services partagés 62 4 6 6 46
------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux -
FortisBC 18 1 3 3 11
------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats de
location-exploitation 152 17 31 28 76
------------------------------------------------------------------------
Engagement d'acquisition
d'équipement -
Fortis Turks and Caicos(4) 13 8 5 - -
------------------------------------------------------------------------
Divers 20 5 9 5 1
------------------------------------------------------------------------
Total 10 745 904 901 783 8 157
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(1) En fonction des prix des indices au 30 septembre 2009.
(2) Reflète l'incidence de la prolongation jusqu'en décembre 2010 du
contrat d'achat ferme conclu avec Energie Nouveau-Brunswick
("Energie NB") qui est arrivé à échéance le 31 mars 2009. Le contrat
prévoit la fourniture de l'énergie et de la capacité de remplacement
pendant l'interruption de service pour la remise en état de la centrale
nucléaire Pointe Lepreau d'Energie NB.
(3) Compte tenu d'un nouveau contrat d'achat d'électricité de 15 ans avec
Belize Aquaculture Limited ("BAL"). Le contrat prévoit que BAL
fournira une capacité de production pouvant atteindre 15 MW et vient à
échéance en avril 2024.
(4) Fortis Turks and Caicos a également conclu une entente avec un
fournisseur visant l'achat de deux groupes électrogènes diesel d'une
capacité combinée d'environ 17,5 MW pour quelque 12 millions $ US (13
millions $ CA) qui seront livrés en avril 2010 et en janvier 2011.
------------------------------------------------------------------------
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Autres obligations contractuelles :

Au cours des exercices antérieurs, TGVI a bénéficié de prêts sans intérêt du gouvernement fédéral et du gouvernement provincial, respectivement de 50 millions $ et 25 millions $, pour la construction et l'exploitation du pipeline de gaz naturel de l'île de Vancouver. Tel qu'il a été approuvé par la BCUC, ces prêts ont été comptabilisés en tant que subventions gouvernementales et portés en réduction des montants constatés comme immobilisations de services publics. Ces prêts gouvernementaux sont remboursables au cours de tout exercice antérieur à 2012 dans certaines circonstances et à condition que TGVI soit en mesure d'obtenir un financement par emprunt subordonné non gouvernemental à des conditions commerciales raisonnables. A mesure que les prêts seront remboursés et remplacés par des prêts non gouvernementaux, les immobilisations de services publics et la dette à long terme augmenteront selon la structure du capital approuvée de TGVI, tout comme la base tarifaire de TGVI employée pour établir les tarifs. Les critères de remboursement ont été respectés en 2008, et TGVI a remboursé 8 millions $ des prêts au cours du deuxième trimestre de 2009. Au 30 septembre 2009, le solde des prêts gouvernementaux à rembourser s'établissait à quelque 53 millions $. Les obligations de remboursement des prêts gouvernementaux après 2009 ne sont pas incluses dans le tableau des obligations contractuelles ci-dessus puisque le montant et le calendrier des remboursements sont déterminés d'après la tranche récupérable du compte de report de l'insuffisance des revenus de TGVI qui doit être approuvée chaque année par la BCUC et d'après la capacité de TGVI de remplacer les prêts gouvernementaux par un financement par dette subordonnée non gouvernemental à des conditions commerciales raisonnables.

Caribbean Utilities a un contrat d'approvisionnement en combustible principal avec un important fournisseur auprès duquel la société s'est engagée à acheter 80 % du combustible dont la société aura besoin pour alimenter sa centrale au diesel. Le contrat, d'une durée de trois ans, arrive à échéance en avril 2010. La société doit encore acheter, en vertu du contrat pour chacun des exercices, les quantités annuelles approximatives suivantes, en millions de gallons impériaux : 2009 - 27 et 2010 - 9. Le contrat contient une clause de renouvellement automatique pour les exercices 2010 à 2012. Si l'une ou l'autre des parties veut résilier le contrat au cours de cette période de deux ans, un avis écrit doit être présenté au moins un an avant la date de résiliation prévue.

Fortis Turks and Caicos a un contrat renouvelable auprès d'un important fournisseur pour combler tous ses besoins de combustible diesel associés à la production d'électricité. En vertu de ce contrat, les besoins de combustible sont d'environ 12 millions de gallons impériaux par année.

Selon les dernières évaluations actuarielles finalisées, les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société, y compris les montants pour services rendus au cours de l'exercice et pour la solvabilité ainsi que les montants spéciaux au titre de la capitalisation, devraient totaliser environ 22 millions $ pour 2009, 18 millions $ pour 2010, 6 millions $ pour 2011, 3 millions $ pour 2012 et 2 millions $ pour 2013. Ces montants au titre de la capitalisation des régimes de retraite comprennent des cotisations additionnelles établies dans le cadre des évaluations actuarielles en date du 31 décembre 2008 finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour ce qui est des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société, et celles établies dans le cadre d'une évaluation actuarielle en date du 31 décembre 2007 portant sur un régime de retraite à prestations déterminées de Terasen, également finalisée au cours du premier trimestre de 2009.

Les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite pour 2010 et par la suite pourront devoir être augmentées une fois que seront terminées les prochaines évaluations actuarielles devant être effectuées en date du 31 décembre 2009 et du 31 décembre 2010 relativement aux régimes de retraite à prestations déterminées des filiales plus importantes.

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.



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-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux
-------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2009 31 décembre 2008
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(en millions $) (%) (en millions $) (%)
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition
(déduction faite de la
trésorerie)(1) 5 604 59,8 5 468 59,5
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 7,1 667 7,3
-------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
attribuables aux
actionnaires ordinaires 3 100 33,1 3 046 33,2
-------------------------------------------------------------------------
Total 9 371 100,0 9 181 100,0
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de
location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un emprunts à court
terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprend 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 au titre des investissements dans les infrastructures, de la hausse du cumul des autres éléments du résultat étendu par suite de l'effet défavorable du change, le tout en partie contrebalancé par le bénéfice net des neuf premiers mois de l'exercice applicable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 48 millions $, et de 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.

Programme de dépenses en immobilisations : Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent l'activité principale de la Société, se caractérisent par leurs grands besoins de capitaux. Des investissements dans l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré des réseaux de gaz et d'électricité, ainsi que leur fiabilité et leur sécurité, 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 lorsqu'ils sont engagés. Les coûts de remplacement, de mise à niveau et d'amélioration des immobilisations sont capitalisés lorsqu'ils sont engagés.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2009, les dépenses en immobilisations consolidées brutes ont totalisé 763 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour les neuf premiers mois de 2009.



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Fortis Inc.
Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)(1)
Trimestre terminé le 30 septembre 2009
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Servi-
Total- ces
Autres Servi- pub- Servi-
Services ces lics ces
publics pub- régle- pub-
New- régle- lics mentés lics
Found- mentés régle- dans non
Sociétés Fortis land au mentés les régle- Fortis
Terasen Alberta Fortis- Power Canada au Caraï- mentés Proper-
Gas(2) (2),(3) BC(2) (2) (2)Canada bes (4) ties Total
--------------------------------------------------------------------------
176 315 79 52 33 655 77 15 16 763
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Se rapportent aux immobilisations de services publics, aux biens
productifs et aux actifs incorporels, et comprennent les dépenses
associées aux actifs en construction.
(2) Comprennent les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des
lieux, déduction faite du produit de récupération, qui sont admissibles
dans la base tarifaire.
(3) Comprennent les paiements versés à l'AESO au titre des investissements
dans des projets d'immobilisations de transport.
(4) Comprennent les dépenses en immobilisations des activités de production
non réglementées, des services publics de gaz non réglementés et du
siège social.
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--------------------------------------------------------------------------


Les dépenses en immobilisations brutes consolidés prévues pour 2009 sont évaluées à plus de 1 milliard $, soit environ 50 millions $ de plus que les dépenses présentées dans le rapport de gestion de 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 du coût 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. L'augmentation prévue est attribuable à FortisAlberta et associée à une hausse prévue des dépenses en immobilisations liée à la clientèle, y compris le branchement de nouveaux clients, et l'inclusion des dépenses en immobilisations liées au transport de l'AESO dans le total des dépenses en immobilisations. L'augmentation est absorbée en partie par la diminution des dépenses de FortisBC liées au projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan, comme il est expliqué ci-après, et le calendrier des autres projets d'immobilisations, lié aux dépenses en immobilisations moins élevées que prévu pour Terasen Energy Services Inc.

Les changements quant à l'importance, à la nature et au calendrier prévus des principaux projets d'immobilisations par rapport à l'information fournie à cet égard dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 sont indiqués ci-après.

FortisAlberta a révisé ses prévisions de dépenses en immobilisations relatives au remplacement des compteurs traditionnels par la nouvelle infrastructure de comptage automatisé. Conformément à la directive du ministère de l'Energie de l'Alberta sur les capacités de la nouvelle infrastructure, FortisAlberta a modifié la portée prévue de son programme de comptage automatisé, 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 168 millions $.

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 a été achevée en août 2009. Le coût total de la construction du gazoduc et de la conversion des appareils a dépassé de 8 millions $ les montants ayant reçu l'approbation préalable aux fins de recouvrement par la BCUC. Une demande pour inclure ces coûts dans la base tarifaire sera effectuée.

En juin 2009, TGI a déposé auprès de la BCUC une demande de modification de son modèle de livraison de services clients, afin que son centre de services clients soit confié à un service interne plutôt qu'imparti à un sous-traitant externe. Ce centre, appartenant à la société, comprendra des centres d'appel, les activités de facturation et un nouveau système d'information sur la clientèle. Si le nouveau modèle est approuvé, il serait en place avec prise d'effet en janvier 2012 et son coût en capital total prévu s'élèverait à environ 120 millions $, y compris les montants du compte de report réglementé, plutôt que 145 millions $ comme il avait été estimé auparavant et présenté au deuxième trimestre de 2009.

FortisBC a commencé la construction du projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan, évalué à environ 110 millions $, en août 2009 et prévoit la terminer en 2011. Le coût total évalué 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.

Au cours de la période de cinq exercices allant de 2009 à 2013, les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre environ 5 milliards $. Environ 70 % des dépenses en immobilisations devraient être engagées par les services publics réglementés d'électricité, principalement par FortisAlberta, FortisBC et les activités de services publics réglementés de la Société dans les Caraïbes, tandis qu'approximativement 25 % devraient être engagées par les entreprises de services publics réglementés de gaz, et les 5 % restants devraient être engagées par les entreprises dont les activités sont non réglementées. Les dépenses en immobilisations des entreprises de services publics réglementés sont assujetties à une approbation réglementaire.

Besoins de flux de trésorerie : A l'échelle des filiales d'exploitation, il est prévu que les charges d'exploitation et les intérêts débiteurs seront, de façon générale, payés à même les flux de trésorerie d'exploitation des filiales, ainsi qu'à l'aide, selon divers ordres de grandeur, des flux de trésorerie résiduels disponibles pour les dépenses en immobilisations des filiales et/ou pour les versements de dividendes à Fortis. Des emprunts sur les facilités de crédit peuvent devoir être faits de temps à autre pour répondre aux besoins saisonniers de fonds de roulement. On prévoit également que les programmes de dépenses en immobilisations des filiales seront financés par une combinaison d'emprunts sur les facilités de crédit, d'injections de capitaux propres par Fortis et d'émissions de titres de créance à long terme.

La capacité de la Société d'assurer le service de sa dette ainsi que de verser des dividendes sur ses actions ordinaires et privilégiées est tributaire des résultats financiers des filiales d'exploitation et des paiements au comptant connexes provenant de ces filiales. Certaines filiales réglementées pourraient subir des contraintes pouvant restreindre leur capacité de faire des distributions en espèces à Fortis. Les besoins de liquidités de Fortis pour soutenir les programmes de dépenses en immobilisations des filiales et pour financer des acquisitions devraient provenir d'une combinaison d'emprunts sur la facilité de crédit consentie de la Société et du produit de l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de titres de créance à long terme. Selon le moment de la réception des paiements au comptant des filiales, il peut arriver que la Société fasse des emprunts sur sa facilité de crédit consentie afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes.

La direction prévoit que les échéances et les remboursements sur la dette à long terme consolidée se chiffreront à environ 157 millions $ par an au cours des cinq prochains exercices. Les facilités de crédit disponibles et le faible volume annuel des échéances et des remboursements sur la dette apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment des appels aux marchés financiers.

Fortis et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity et de la société Exploits, comme décrit ci-après, respectaient leurs clauses restrictives au 30 septembre 2009 et devraient continuer de le faire pendant le reste de 2009.

Par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarifs pour 2008-2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives à l'égard de prêts totalisant 7 millions $ (13 millions $ BZ) au 30 septembre 2009, auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement et la Banque de développement des Caraïbes. La société a avisé les prêteurs de cette situation.

Comme les actifs hydroélectriques et les droits d'usage de l'eau de la société Exploits ont été cédés en garantie du prêt à terme de la société Exploits, l'expropriation de ces actifs et de ces droits par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a créé un cas de défaut en vertu des modalités du prêt. Le prêt est sans recours contre Fortis et s'élevait à environ 60 millions $ au 30 septembre 2009. Les prêteurs n'ont pas exigé un remboursement anticipé du prêt à terme. Pour en savoir davantage, voir la rubrique "Estimations comptables critiques - Eventualités" du présent rapport de gestion.

Au 30 septembre 2009, la Société et ses filiales avaient des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont une tranche d'environ 1,6 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 tableau 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)
--------------------------------------------------------------------------
Total
Services au 30 Total au 31
Siège social publics Fortis septembre décembre
(en millions $) et autres réglementés Properties 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 645 1 496 13 2 154 2 228
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit utilisées :
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (335) (1) (336) (410)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme - (160) - (160) (224)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (1) (98) (1) (100) (104)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 644 903 11 1 558 1 490
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


En date des 30 septembre 2009 et 31 décembre 2008, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et/ou de ses filiales ont été classés dans la dette à long terme. Ces emprunts ont été effectués sur les facilités de crédit consenties à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Siège social et autres

En mai 2009, Terasen a conclu une facilité de crédit renouvelable consentie de 30 millions $ venant à échéance en mai 2011 pour remplacer sa facilité de crédit renouvelable consentie de 100 millions $ qui a expiré en mai 2009. Les modalités de la nouvelle facilité de crédit sont pratiquement les mêmes que celles de la facilité de crédit qu'elle remplace.

Services publics réglementés

Le 30 avril 2009, FortisBC a modifié sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $, notamment pour repousser l'échéance d'une tranche de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et celle d'une tranche de 100 millions $ de la facilité, de mai 2009 à mai 2010.

En mars 2009, Maritime Electric a renégocié sa facilité de crédit à vue de 50 millions $ et l'a convertie en facilité de crédit renouvelable consentie de 364 jours.

INSTRUMENTS FINANCIERS

La valeur comptable des instruments financiers inclus dans l'actif à court terme, le passif à court terme, les autres actifs et les crédits reportés aux bilans consolidés de Fortis se rapproche de leur juste valeur, ce qui reflète l'échéance à court terme, les conditions normales de crédit et la nature de ces instruments. La juste valeur de la dette à long terme est calculée en utilisant les cours du marché lorsqu'ils sont disponibles. Lorsqu'il n'y a pas de cours du marché disponibles, la juste valeur est établie en actualisant les flux de trésorerie futurs du titre d'emprunt particulier à un taux de rendement estimatif jusqu'à l'échéance équivalent au rendement d'obligations gouvernementales ou de bons du Trésor de référence comportant une échéance similaire, majoré d'une prime au risque de crédit égale à celle d'émetteurs dont la qualité du crédit est semblable. Puisque la Société n'a pas l'intention de régler la dette à long terme avant son échéance, l'estimation de la juste valeur ne représente pas un passif réel et, par conséquent, n'inclut pas les coûts d'échange ou de règlement. La juste valeur des actions privilégiées de la Société est établie selon les cours du marché.

La valeur comptable et la juste valeur de la dette à long terme consolidée et des actions privilégiées de la Société étaient les suivantes.



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Instruments financiers (non vérifié)
-------------------------------------------------------------------------
Au 30 juin 2009 Au 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
(en millions $) comptable estimative comptable estimative
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme,
y compris la tranche
échéant à moins
d'un an(1) 5 376 5 803 5 122 5 040
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées
classées comme
dette(2) 320 348 320 329
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur comptable au 30 septembre 2009 exclut les frais financiers
reportés non amortis de 39 millions $ (34 millions $ au 31 décembre
2008).
(2) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres ne répondent
pas à la définition d'un instrument financier; cependant, la juste
valeur estimative des actions privilégiées de la Société d'un capital
de 347 millions $ classées comme capitaux propres s'élevait à 343
millions $ au 30 septembre 2009 (valeur comptable de 347 millions $ et
juste valeur de 268 millions $ au 31 décembre 2008).


Gestion du risque : Le bénéfice de la Société tiré des filiales étrangères autonomes et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition en faisant elle-même des emprunts en dollars américains. Le gain ou la perte de change sur la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains contrebalance partiellement la perte ou le gain de change sur la conversion du bénéfice des filiales étrangères de la Société, qui est libellé en dollars américains ou dans une monnaie fondée sur le dollar américain. La monnaie de présentation de Belize Electricity est le dollar bélizien, alors que celle de Caribbean Utilities, de FortisUS Energy Corporation, de BECOL et de Fortis Turks and Caicos est le dollar américain. Le dollar bélizien ($ BZ) est fondé sur le dollar américain à raison de 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. Au 30 septembre 2009, la totalité de la dette à long terme de 390 millions $ US de la Société était désignée comme couverture d'une tranche des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers. L'effet de change créé par la conversion des propres emprunts en dollars américains de la Société et détenus par elle désignés comme couvertures est comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu et contribue à contrebalancer les gains et les pertes de change latents sur les investissements nets dans des établissements étrangers, qui sont aussi comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu. Au 30 septembre 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 169 millions $ US non encore couverts.

La Société et ses filiales ont aussi recours aux instruments financiers dérivés pour couvrir les risques de fluctuations des taux d'intérêt, de change et du cours du gaz naturel. La Société et ses filiales ne détiennent ni n'émettent d'instruments financiers dérivés à des fins de transaction.

Le tableau suivant présente un sommaire de la valeur des instruments financiers dérivés consolidés de la Société.




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------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Instruments financiers dérivés (non vérifié)
------------------------------------------------------------------------
Au 30 septembre 2009 Au 31 décembre 2008
------------------------------------------------------------------------
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
Durée comptable estimative comptable estimative
jusqu'à Nombre (en (en (en (en
Actif l'échéance de millions millions millions millions
(passif) (en années) contrats $) $) $) $)
------------------------------------------------------------------------
Swap de
taux
d'intérêt 1 1 - - - -
------------------------------------------------------------------------
Contrat de
change à Approx.
terme 2 1 1 1 7 7
------------------------------------------------------------------------
Dérivés
sur gaz
naturel :
------------------------------------------------------------------------
Swaps et Jusqu'à
options 5 254 (129) (129) (84) (84)
------------------------------------------------------------------------
Obligations
liées aux
contrats
d'achat de Jusqu'à
gaz 2 98 3 3 (8) (8)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Le swap de taux d'intérêt est détenu par Fortis Properties et est désigné comme couverture du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable, et vient à échéance en octobre 2010. La tranche efficace des variations de la juste valeur du swap de taux d'intérêt de Fortis Properties est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu.

Le contrat de change à terme est détenu par TGVI et est désigné comme couverture du risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 25 millions $ US devant être payés en vertu d'un contrat visant la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié.

Les dérivés sur gaz naturel sont détenus par les sociétés Terasen Gas et servent à bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel, la majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel étant assortis de prix variables au lieu de prix fixes. La stratégie de gestion du risque lié aux prix adoptée par les sociétés Terasen Gas vise à augmenter la probabilité que les prix du gaz naturel demeurent compétitifs par rapport aux tarifs d'électricité, à atténuer l'incidence de la volatilité des prix du gaz sur les tarifs imposés aux clients et à réduire le risque d'écarts de prix à l'échelle régionale.

Les variations de la juste valeur du contrat de change à terme et des dérivés sur gaz naturel sont reportées à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve d'une approbation réglementaire, aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs. La juste valeur du contrat de change à terme était comptabilisée dans les débiteurs au 30 septembre 2009 et au 31 décembre 2008. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel de 126 millions $ était comptabilisée dans les créditeurs au 30 septembre 2009 (juste valeur de 92 millions $ comptabilisée dans les créditeurs au 31 décembre 2008).

Le swap de taux d'intérêt est évalué à la valeur actualisée de ses flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées. Le contrat de change à terme est évalué à la valeur actualisée de ses flux de trésorerie selon les courbes du taux de change du marché et du taux de change à terme. Les dérivés sur gaz naturel sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie selon les courbes des cours du marché et des contrats à terme relatives aux prix du gaz naturel. Les évaluations du contrat de change à terme et des dérivés sur gaz naturel sont des estimations des montants que les sociétés Terasen Gas recevraient ou paieraient si elles étaient dans l'obligation d'acquitter toutes les obligations contractuelles en cours à la date du bilan.

La juste valeur des instruments financiers de la Société, y compris les instruments financiers dérivés, correspond à une estimation à un moment précis en fonction de renseignements actuels et pertinents concernant le marché pour ces instruments à la date des bilans. Les estimations ne sont pas précises, du fait qu'elles mettent en jeu des incertitudes et des questions de jugement et, par conséquent, elles pourraient ne pas être pertinentes aux fins de la prévision du bénéfice ou des flux de trésorerie futurs de la Société.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 30 septembre 2009, la Société n'avait conclu aucun arrangement hors bilan tel que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités ou la disponibilité et les besoins de sources de capitaux.

GESTION DES RISQUES D'AFFAIRES

Une analyse détaillée des risques d'affaires importants de la Société est présentée dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. Il n'y a eu aucun changement des risques d'affaires importants de la Société au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2009 par rapport à ceux indiqués dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à l'exception des changements décrits ci-après.

Relations de travail : Les deux conventions collectives des employés syndiqués de Newfoundland Power représentés par la Fraternité internationale des ouvriers en électricité ("FIOE"), section locale 1620, ont été ratifiées par le syndicat en février et en avril 2009. Les conventions collectives prennent effet en date du 1er octobre 2008 et viendront à échéance le 30 septembre 2011.

Basculement vers les Normes internationales d'information financière ("IFRS") : En juillet 2009, l'International Accounting Standards Board ("IASB") a publié l'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés, qui énonce qu'il est possible de comptabiliser les actifs et les passifs réglementaires découlant d'activités soumises à la réglementation du coût de service selon les IFRS lorsque certaines conditions sont remplies. La possibilité de constater des actifs et des passifs réglementaires, telle qu'elle est proposée, devrait diminuer la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner, en l'absence d'une norme comptable à l'égard des activités à tarifs réglementés. Pour plus de renseignements, voir la rubrique intitulée "Modifications comptables futures - Basculement vers les IFRS" du présent rapport de gestion.

Conséquences de la récession économique mondiale

Les principales conséquences de la récession économique mondiale sur la Société sont décrites ci-après. Les conséquences sont comparables à celles décrites dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008.

Dépenses en immobilisations : Les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre plus de 1 milliard $ en 2009 et totaliser environ 5 milliards $ pour la période de cinq ans de 2009 à 2013. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande d'énergie, des conditions climatiques et du coût 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 de baisse importante des flux de trésorerie d'exploitation annuels consolidés en 2009 sous l'effet continu de la récession économique mondiale de 2009. Les filiales prévoient être en mesure d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2009.

Coût du capital et accès au capital : La volatilité des marchés des capitaux et financiers mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses services publics et par une modification de la fréquence des émissions en 2009. 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. Depuis le début de l'exercice, Fortis et ses sociétés canadiennes de services publics réglementés ont mobilisé 695 millions $ par l'émission de titres de créance, 30 ans, à des taux variant de 5,37 % à 7,06 % et Caribbean Utilities a mobilisé 40 millions $ US par l'émission de titres de créance, 15 ans, à 7,50 %. Les taux obtenus pour les nouvelles émissions de titres de créance à long terme par les services publics de la Société au cours du premier semestre de 2009 ont été, en moyenne, d'environ 100 à 150 points de base plus élevés que ceux qui auraient été obtenus au cours de la même période de 2008. 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 financière importante sur la Société et ses services publics en 2009 puisque la majeure partie du total des facilités de crédit consenties comporte des échéances situées 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 par les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power ont donné de plus faibles RCP autorisés. Les sociétés Terasen Gas ont déposé auprès de la BCUC une demande d'examen du mécanisme général actuel d'ajustement du RCP autorisé et de la composante capitaux propres réputée de la structure du capital pour TGI. La demande vise une augmentation du RCP autorisé, pour le faire passer de 8,47 % à 11 % en date du 1er juillet 2009, et une hausse de la composante actions ordinaires autorisée de la structure du capital de TGI afin qu'elle passe de 35 % à 40 % avec prise d'effet le 1er janvier 2010. Aucune modification n'a été demandée pour l'écart lié à la prime de risque de 70 points de base par rapport au RCP autorisé de TGI pour établir le RCP autorisé de TGVI. En mai 2009, Newfoundland Power a demandé une hausse de son RCP autorisé, afin qu'il passe de 8,95 % à 11 %, parallèlement à sa demande tarifaire générale pour 2010, afin de refléter l'augmentation de son coût en capital. D'autres organismes de réglementation canadiens ont également commencé à examiner le coût en capital et les mécanismes connexes d'ajustement du RCP compte tenu des conditions actuelles du marché des capitaux.
FortisAlberta prend actuellement part à une instance générale sur les coûts en capital instituée par son organisme de réglementation qui effectue l'examen du calcul pour 2009 des RCP et des niveaux de structures du capital des services publics de gaz, d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta qui sont réglementés par l'AUC. L'Office national de l'énergie ("ONE"), organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur de l'énergie au Canada, a depuis peu entrepris l'examen du coût en capital et des niveaux de RCP. Récemment, l'ONE a rendu une décision concernant l'augmentation du coût en capital total réglementé de Trans Québec et Maritimes inc. ("TQM"), service public réglementé canadien d'exploitation de gazoducs, qui a réellement établi une hausse d'environ 100 points de base du RCP autorisé pour 2008 de TQM, pour le faire passer à 9,7 % pour un ratio des capitaux propres de 40 %. L'augmentation du coût en capital total et du RCP autorisé est attribuable à une modification de méthode qui fait en sorte que l'on tient compte maintenant d'informations du marché des capitaux, qui englobent notamment les changements ayant eu une incidence sur les marchés financiers et les conditions économiques. 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, et utilisé 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. En septembre et octobre 2009, la CEO a tenu une conférence pour les intervenants passant en revue la politique relative au coût en capital pour les années à venir, puisqu'elle s'applique aux services publics qu'elle réglemente en Ontario. Selon l'ONE, toute modification à la politique résultant du processus d'examen s'appliquera au calcul des tarifs pour l'année 2010.

Résultats d'exploitation : La réalisation d'une croissance interne des produits et du bénéfice de la division hôtelière de Fortis Properties pose un défi en 2009 en raison des retombées de la récession économique mondiale qui devrait persister et de son incidence sur les déplacements de loisirs et d'affaires et les séjours hôteliers. Dans les Caraïbes, l'importance et les variations des activités touristiques et des activités connexes, qui sont étroitement liés 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 conséquent, la croissance des ventes d'électricité par les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes en 2009 devrait être presque nulle, ce qui est inférieur à la croissance prévue de 2 % des ventes d'électricité présentée dans le rapport de gestion du deuxième trimestre de 2009, et à celle de 4 % indiquée dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. En 2008, les ventes d'électricité avaient augmenté d'environ 6 %.

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 diminué d'environ 14 % au cours de 2008, en raison surtout de la conjoncture économique défavorable. Au 30 septembre 2009, la juste valeur des actifs des régimes de retraite consolidés a augmenté de 11 % par rapport au 31 décembre 2008. 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 et des charges de retraite futures. La baisse de la juste valeur des actifs des régimes de retraite au cours de 2008 a pu amener une augmentation des obligations de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société. L'incidence globale de la baisse de la juste valeur des actifs des régimes de retraite sur les obligations de capitalisation futures ne peut être établie avant que les prochaines évaluations actuarielles ne soient achevées. A l'exception des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société et de l'un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen, les prochaines évaluations actuarielles aux fins de la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées des plus importantes filiales seront faites en date des 31 décembre 2009 et 31 décembre 2010. Selon les évaluations actuarielles finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour les régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société et l'un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen, les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés, y compris les montants pour services rendus au cours de l'exercice et pour la solvabilité ainsi que les montants spéciaux au titre de la capitalisation, devraient augmenter des montants suivants par rapport à ce qui est indiqué dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 : 5 millions $ pour 2009, 6 millions $ pour 2010, 6 millions $ pour 2011, 3 millions $ pour 2012 et 2 millions $ pour 2013. Fortis prévoit que toute obligation de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées sera financée surtout au moyen d'une combinaison de flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et des montants disponibles en vertu des facilités de crédit existantes.

Les taux d'actualisation utilisés pour calculer la charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2009 ont augmenté par rapport à ceux utilisés pour calculer la charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2008, le risque de crédit rattaché aux obligations de sociétés de grande qualité s'étant accentué à cause de la volatilité des marchés financiers. Fortis ne prévoit pas d'augmentation importante de sa charge de retraite consolidée pour 2009 à l'égard de ses régimes de retraite à prestations déterminées. L'amortissement des pertes de 2008 liées aux actifs des régimes de retraite devrait être en grande partie contrebalancé par l'incidence des taux d'actualisation plus élevés présumés. Les résultats des évaluations actuarielles finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour les régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société et pour un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen n'ont pas une incidence importante sur la charge consolidée au titre des régimes de retraite à prestations déterminées pour 2009.

Toute augmentation des obligations futures de capitalisation des régimes de retraite ou de la charge de retraite des services publics réglementés devrait 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 et FortisBC, 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. A ce jour, aucune contrepartie des sociétés Terasen Gas ne s'est retrouvée en situation de défaut à leur égard, 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 : Fortis et ses services publics réglementés ne prévoient pas que les agences de notation procéderont à des décotes importantes 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. Depuis le début de l'exercice 2009, il n'y a eu aucune modification des notes de la Société et de ses filiales actuellement notées à l'exception de Newfoundland Power et TGI. 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. Moody's a également confirmé les notes en vigueur pour les titres de créance non garantis de Terasen, TGI, FortisAlberta et FortisBC; S&P a confirmé les notes en vigueur pour Fortis, Maritime Electric et Caribbean Utilities; et DBRS a confirmé les notes en vigueur pour FortisBC, Terasen et TGI.

MODIFICATIONS DE NORMES COMPTABLES

Au cours du premier trimestre de 2009, Fortis est passée de la méthode selon les règles en matière de consolidation pour comptabiliser le placement dans la société Exploits à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation en raison de la perte de contrôle sur les flux de trésorerie et sur les activités de la société Exploits. Pour une analyse de la relation avec la société Exploits, consulter la rubrique "Estimations comptables critiques -Eventualités" du présent rapport de gestion.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté les nouvelles normes comptables ci-dessous publiées par l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA").

Activités à tarifs réglementés : Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a modifié les chapitres qui suivent du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") : i) le chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", pour retirer l'exonération temporaire relevant les entités assujetties à la réglementation des tarifs de l'exigence d'appliquer les directives du chapitre à la constatation et à l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; et ii) le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", pour exiger la constatation de passifs et d'actifs d'impôts futurs, de même que de passifs et d'actifs compensatoires par les entités assujetties à la réglementation de leurs tarifs.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, avec l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100, la Société doit maintenant appliquer le chapitre 1100 à la constatation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Certains actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs continuent de faire l'objet de directives précises par une source première de PCGR du Canada qui ne s'appliquent qu'en des circonstances particulières décrites aux présentes, y compris au chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", au chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et au chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités". Les actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs, dont il est question à la note 5 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009 et à la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société de 2008, ne font pas l'objet de directives précises d'une source première de PCGR du Canada. Par conséquent, aux termes du chapitre 1100, la Société est tenue d'adopter des conventions comptables qui reposent sur l'exercice du jugement professionnel et qui sont conformes aux notions énoncées dans le chapitre 1000, "Fondements conceptuels des états financiers". Pour l'élaboration de ces conventions comptables, la Société peut consulter d'autres sources, y compris des prises de position publiées par des organismes de normalisation comptable dans d'autres pays. Ainsi, la Société a établi que, selon le chapitre 1100, tous ses actifs et passifs réglementaires peuvent être constatés selon les PCGR du Canada et que cette présentation est conforme à la norme Codification 980, Regulated Operations du Financial Accounting Standard Board des Etats-Unis. Au 1er janvier 2009, l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100 n'avait eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la Société.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, Fortis constate de manière rétroactive les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes, sans retraitement des périodes antérieures, qui sont liés au montant des impôts futurs censés être remboursés aux clients ou récupérés auprès des clients dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité. Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", sur les états financiers consolidés de la Société, au 1er janvier 2009, comprend une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et des actifs d'impôts futurs respectivement de 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires respectivement de 535 millions $ et 59 millions $; et une augmentation nette combinée de 9 millions $ des impôts à payer, des crédits reportés, des autres actifs, des immobilisations de services publics et de l'écart d'acquisition associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan. Les actifs et les passifs d'impôts futurs tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels : Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté rétroactivement le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'information applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels. Au 31 décembre 2008, l'adoption du chapitre 3064 appliqué de manière rétroactive a entraîné un reclassement de 264 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes des immobilisations de services publics de 262 millions $, des biens productifs de 1 million $ et des autres actifs de 1 million $ en raison du reclassement de la valeur comptable nette des terrains, des droits de transport, des droits sur l'eau, des coûts des logiciels, des coûts relatifs aux franchises, des contrats des clients et des autres frais.

Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers : Au cours du premier trimestre de 2009, la Société a adopté le nouvel abrégé 173 des délibérations du Comité sur les problèmes nouveaux ("CPN-173"), Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers, qui a été publié le 20 janvier 2009. Le CPN-173 exige que le risque de crédit de la Société et celui de ses contreparties soient pris en compte dans l'établissement de la juste valeur d'un instrument financier. L'adoption du CPN-173 n'a eu aucune incidence importante sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société.

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Basculement vers les IFRS

En février 2008, le CNC a confirmé que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada devront basculer vers les IFRS en 2011. En octobre 2009, le CNC a publié un troisième exposé-sondage omnibus définitif confirmant que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada seront tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification à compter du 1er janvier 2011.

La date prévue de basculement vers les IFRS pour la Société, soit le 1er janvier 2011, exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés au bilan d'ouverture selon les IFRS au 1er janvier 2010 et des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010.

La Société continue d'évaluer l'incidence de l'adoption des IFRS en 2011 sur la présentation de l'information financière. Bien que l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne puisse être établie ni estimée précisément à l'heure actuelle, les propositions mises de l'avant dans l'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés publié par l'IASB en juillet 2009, si elles sont adoptées, devraient réduire la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner en l'absence d'une norme comptable à l'égard des activités à tarifs réglementés.

Fortis prévoit modifier sa façon d'évaluer et de constater la valeur des biens productifs, et une augmentation marquée des informations à fournir découlant de l'adoption des IFRS. La Société établit et évalue l'incidence de la modification de la méthode d'évaluation, des informations additionnelles à fournir et de la mise en oeuvre des changements qui devront être apportés aux systèmes afin de compiler les informations à fournir.

Des différences entre les IFRS et les PCGR du Canada, outre celles mentionnées plus loin à la rubrique "Incidences et décisions liées aux conventions comptables", pourraient encore être relevées en fonction d'analyses plus détaillées effectuées par la Société, de l'issue de la norme définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés et d'autres modifications aux IFRS avant la conversion de la Société aux IFRS en 2011.

Projet de conversion aux IFRS : La Société a entamé son projet de conversion aux IFRS en 2007 et a établi une structure officielle de gouvernance du projet qui comprend le comité de vérification, la haute direction et des équipes de projet de chacune des filiales de Fortis. La gouvernance, la gestion et le soutien du projet sont globalement coordonnés par Fortis. Les services d'un conseiller externe indépendant ont également été retenus dans le cadre du projet de conversion aux IFRS. Des rapports sur l'avancement du projet sont trimestriellement remis au comité de vérification de la Société. La Société a également retenu les services de ses vérificateurs externes, Ernst & Young s.r.l., afin de passer en revue les conventions comptables déterminées et convenues en interne par l'équipe de projet de la Société.

Le projet de conversion aux IFRS de la Société comporte trois phases : portée et diagnostic, analyse et développement, et mise en oeuvre et examen.

Phase un : Portée et diagnostic. La première phase, qui comportait la planification du projet et la dotation en personnel ainsi que l'établissement des différences entre les PCGR du Canada actuels et les IFRS, a été achevée pendant le premier semestre de 2008. Les secteurs identifiés comme comportant des différences comptables qui pourraient avoir le plus d'incidence sur la Société, selon les IFRS à ce moment, ont été déterminés et comprenaient la comptabilisation des activités à tarifs réglementés, les immobilisations corporelles, les immeubles de placement, les provisions et les passifs éventuels, les avantages sociaux, la dépréciation d'actifs, les impôts sur les bénéfices, les regroupements d'entreprises, ainsi que l'adoption initiale des IFRS selon les dispositions de l'IFRS 1, "Première adoption des Normes internationales d'information financière" ("IFRS 1").

Phase deux : Analyse et développement. La deuxième phase achève et comprend des diagnostics détaillés et l'évaluation de l'incidence financière de diverses options et méthodes de remplacement prévues par les IFRS, l'identification et la conception des processus d'affaires opérationnels et financiers, la formation initiale du personnel et l'orientation du comité de vérification, l'analyse selon l'IFRS 1 des exemptions facultatives et exceptions obligatoires de se conformer à l'exigence générale d'application rétrospective complète au moment du basculement vers les IFRS, le sommaire des informations dont la présentation sera obligatoire en 2011 et le développement des solutions nécessaires pour résoudre chaque problème détecté.

Phase trois : Mise en oeuvre et examen. La troisième phase a commencé et comporte des modifications aux systèmes d'information et aux processus d'affaires, la finalisation des processus formels d'autorisation des modifications recommandées des conventions comptables et le déploiement d'autres programmes de formation destinés à l'ensemble des secteurs financiers de la Société et autres secteurs touchés, au besoin. Cette phase se terminera par la collecte de l'information financière nécessaire à la compilation des états financiers conformes aux IFRS et des rapprochements, l'intégration des IFRS aux processus d'affaires de la Société et l'approbation par le comité de vérification des états financiers intermédiaires et annuels conformes aux IFRS pour 2011.

Comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS : Les IFRS actuelles ne fournissent pas de directives particulières relativement à la comptabilisation des activités à tarifs réglementés. Cependant, en décembre 2008, l'IASB a commencé un projet sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés et la question de savoir si les entités à tarifs réglementés peuvent ou doivent comptabiliser les actifs ou les passifs résultant de la réglementation des tarifs imposée par un organisme de réglementation.

Le 23 juillet 2009, l'IASB a publié l'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés. Les commentaires sur l'exposé-sondage doivent être remis à l'IASB d'ici le 20 novembre 2009 pour étude. Selon le calendrier actuel de projet de l'IASB, la publication de la norme définitive est attendue au cours du deuxième trimestre de 2010.

Selon l'exposé-sondage tel qu'il existe présentement, il est possible de comptabiliser les actifs et les passifs réglementaires découlant d'activités soumises à la réglementation du coût de service selon les IFRS lorsque certaines conditions sont remplies. La possibilité de constater des actifs et des passifs réglementaires, telle qu'elle est proposée, devrait diminuer la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner, en l'absence d'une norme comptable à l'égard des activités à tarifs réglementés, mais exigera une présentation plus étoffée du bilan et des informations fournies dans les notes. Toutefois, en raison de l'incertitude liée à l'issue finale de cet exposé-sondage et à la norme définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS, il est impossible pour la Société d'effectuer une estimation raisonnable et de formuler des conclusions à l'égard de l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs de la Société relativement aux différences, le cas échéant, de la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS par opposition aux PCGR du Canada.

Des processus de consultation ont été lancés par les autorités de réglementation des régions où la Société exerce des services publics réglementés, ou sont en cours, afin de régler les problèmes liés au basculement vers les IFRS. Ces autorités de réglementation s'affairent également à définir les exigences comptables réglementaires et les modifications connexes pouvant être requises après le 1er janvier 2011.

Pendant le deuxième trimestre de 2009, l'AUC a publié la règle 026 qui fournit un ensemble de lignes directrices ainsi que des prises de position à l'égard des éléments des IFRS qui seront adoptés aux fins de l'établissement des tarifs. FortisAlberta et d'autres services publics en Alberta réglementés par l'AUC ont travaillé en étroite collaboration avec l'AUC pour l'élaboration de la règle 026.

Aussi pendant le deuxième trimestre de 2009, TGI ainsi que FortisBC et les autres sociétés réglementées de Colombie-Britannique ont rédigé une série de directives IFRS applicables aux demandes réglementaires à être soumises par les services publics à la BCUC. Pendant la même période, TGI et TGVI ont déposé des demandes tarifaires auprès de la BCUC afin d'établir les tarifs à imposer à la clientèle pour 2010 et 2011. Dans leurs demandes, TGI et TGVI ont proposé des modifications aux conventions comptables qui seraient, sous réserve d'un examen par les vérificateurs externes, conformes aux IFRS dans la mesure du possible.

Incidences et décisions liées aux conventions comptables : La Société a terminé une évaluation initiale de l'incidence de l'adoption des IFRS d'après les normes telles qu'elles existent présentement, et a relevé les éléments suivants comme étant les plus susceptibles d'avoir une incidence sur les conventions comptables de la Société, la présentation financière et les exigences à l'égard des systèmes d'information au moment de la conversion aux IFRS. Il est impossible à l'heure actuelle de formuler des conclusions finales à l'égard des entités à tarifs réglementés de la Société avant qu'il n'y ait une plus grande certitude quant à la norme IFRS définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

a) Immobilisations corporelles

Les IFRS et les PCGR du Canada préconisent les mêmes principes de base à l'égard de la comptabilisation des immobilisations; il existe cependant des différences sur le plan de l'application. Par exemple, la capitalisation de coûts directement attribuables conformément à la norme IAS 16, "Immobilisations corporelles" ("IAS 16"), peut exiger que certains montants comptabilisés auparavant selon les PCGR du Canada soient inclus ou exclus de l'évaluation d'une immobilisation corporelle au moment de la comptabilisation initiale. Plus particulièrement, des modifications peuvent être apportées à la comptabilisation des éléments suivants :

i) le montant des coûts indirects capitalisés;

ii) l'incorporation à l'actif du coût des principales inspections qui étaient auparavant passées en charges selon les PCGR du Canada;

iii) l'incorporation à l'actif de l'amortissement d'un actif alors que les avantages économiques futurs de cet actif sont absorbés dans la production d'un autre actif; et

iv) l'incorporation à l'actif des coûts d'emprunt conformément à la norme IAS 23, "Coûts d'emprunt".

Toutefois, l'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés publié par l'IASB propose que les entités à tarifs réglementés admissibles incorporent les montants approuvés par l'autorité de réglementation au coût des immobilisations corporelles qu'elles construisent pour elles-mêmes aux fins de la tarification de même qu'au coût de ces actifs aux fins de l'information financière et ce, même si par suite de l'application de l'IAS 16, l'entité ne peut de toute façon pas incorporer ces coûts au coût de ses immobilisations corporelles.

L'IAS 16 exige également que le montant initialement comptabilisé à l'égard d'une immobilisation corporelle soit réparti entre les principales parties de l'immobilisation et amorti séparément pour chacune de ces parties. Cette méthode qui consiste à fractionner une immobilisation corporelle en composantes peut faire augmenter le nombre des composantes comptabilisées et amorties et peut, par conséquent, avoir une incidence sur le calcul de la dotation aux amortissements.

Au moment de la transition aux IFRS, une entité a le choix facultatif de ramener le coût de ses immobilisations corporelles à la juste valeur conformément aux dispositions de la norme IFRS 1, et d'utiliser le modèle du coût ou le modèle de la réévaluation pour évaluer ses immobilisations corporelles après la transition. Au moment de la transition aux IFRS le 1er janvier 2010, la Société prévoit ramener à la juste valeur le coût des hôtels appartenant à sa filiale non réglementée Fortis Properties et d'utiliser le modèle du coût pour évaluer toutes les immobilisations corporelles de Fortis Properties (excluant les actifs qui seront reclassés comme immeubles de placement selon les IFRS, comme il est expliqué plus loin à la rubrique "Immeubles de placement") après la transition.

L'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés propose une nouvelle exemption transitoire pour les entités à tarifs réglementés qui leur permettra d'utiliser, en date de la transition, la valeur comptable des immobilisations corporelles selon les PCGR du Canada comme coût présumé selon les IFRS. Les filiales de services publics à tarifs réglementés de la Société devraient se prévaloir de cette exemption, si l'exposé-sondage est adopté tel qu'il est proposé.

Il est toutefois impossible à l'heure actuelle d'évaluer l'incidence définitive de l'application de l'IAS 16 par les filiales de services publics à tarifs réglementés de la Société, et des choix facultatifs relatifs à la comptabilisation de leurs immobilisations corporelles au moment de la transition aux IFRS, avant qu'il n'y ait une plus grande certitude quant à la norme IFRS définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

b) Immeubles de placement

Dans la norme IAS 40, "Immeubles de placement" ("IAS 40"), un immeuble de placement est défini comme un terrain ou un bâtiment détenu pour en retirer des loyers ou pour valoriser le capital ou les deux. Les actifs immobiliers de la Société, qui appartiennent présentement à sa filiale non réglementée Fortis Properties et sont comptabilisés comme immobilisations corporelles selon les PCGR du Canada, seront reclassés comme immeubles de placement selon les IFRS.

La Société a le choix facultatif de ramener à la juste valeur le coût d'un immeuble de placement à la date de transition. L'IAS 40 offre d'autres options pour l'évaluation des immeubles de placement après la comptabilisation initiale, à l'aide du modèle du coût ou du modèle de la juste valeur. Fortis Properties prévoit ramener à la juste valeur le coût de ses immeubles de placement au moment de la transition aux IFRS le 1er janvier 2010, et d'utiliser le modèle de la juste valeur pour évaluer ses immeubles de placement après la transition. L'utilisation du modèle de la juste valeur selon l'IAS 40 signifie que la Société ne comptabilisera pas la dotation aux amortissements liée à ses immeubles de placement dans son état des résultats selon les IFRS, et les variations de la juste valeur de ses immeubles de placement seront comptabilisées dans le bénéfice chaque période.

c) Provisions et actifs éventuels

La norme IAS 37, "Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels" ("IAS 37"), exige qu'une provision soit comptabilisée lorsque : i) il y a une obligation actuelle résultant d'une transaction ou d'un événement passé; ii) il est probable qu'une sortie de ressources sera nécessaire pour éteindre l'obligation; et iii) le montant de l'obligation peut être estimé de manière fiable. Le seuil de comptabilisation d'une provision selon les PCGR du Canada est plus élevé que celui selon les IFRS. Il est donc possible que certains passifs éventuels qui n'ont pas été comptabilisés selon les PCGR du Canada puissent satisfaire au seuil de comptabilisation d'une provision selon les IFRS.

d) Avantages du personnel

La norme IAS 19, "Avantages du personnel" ("IAS 19"), exige que les coûts des services passés liés aux régimes de retraite à prestations déterminées soient passés en charges sur une base accélérée; les coûts des services passés soient passés en charges immédiatement, lorsque les droits à prestations sont acquis, et sur une base linéaire jusqu'à l'acquisition des droits, lorsque les droits à prestations ne sont pas acquis. De plus, les écarts actuariels peuvent être comptabilisés directement aux capitaux propres plutôt qu'aux résultats, et la norme IFRS 1 offre également le choix de comptabiliser immédiatement dans les bénéfices non répartis tous les gains et pertes actuariels cumulatifs qui existent à la date de transition aux IFRS.

Selon les PCGR du Canada, les coûts des services passés sont habituellement amortis sur une base linéaire sur la durée résiduelle moyenne attendue de service des salariés actifs couverts par le régime de retraite à prestations déterminées.

La Société et ses filiales maintiennent de nombreux régimes de retraite à prestations déterminées et régimes d'avantages complémentaires et autres avantages postérieurs à l'emploi qui feront l'objet de traitements comptables différents selon les IFRS par rapport aux PCGR du Canada. Il est impossible à l'heure actuelle d'évaluer à sa pleine mesure l'incidence de l'application par la Société de l'IAS 19, avant d'obtenir une plus grande certitude quant à la norme définitive IFRS sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

e) Dépréciation d'actifs

La norme IAS 36, "Dépréciation d'actifs" ("IAS 36"), préconise une approche qui comporte une seule étape pour tester la dépréciation et l'évaluer. La valeur comptable des actifs est comparée directement à la valeur la plus élevée entre la valeur d'utilité et la juste valeur diminuée des coûts de la vente. La valeur d'utilité est la valeur actuelle des flux de trésorerie futurs attendus d'un actif dans son état actuel. En l'absence d'un marché actif, il est également possible d'établir la juste valeur diminuée des coûts de la vente en utilisant les flux de trésorerie actualisés. Selon les IFRS, les flux de trésorerie actualisés sont utilisés pour tester et évaluer la dépréciation d'un actif alors qu'aux termes des PCGR du Canada, les flux de trésorerie futurs non actualisés sont utilisés pour déterminer s'il y a dépréciation par rapport à la valeur comptable de l'actif. Cela pourrait donner lieu à des réductions de valeur plus fréquentes selon les IFRS, car la valeur comptable des actifs qui était justifiée antérieurement sur la base des flux de trésorerie non actualisés, selon les PCGR du Canada, pourrait ne plus l'être sur la base des flux de trésorerie actualisés selon les IFRS. Toutefois, aux termes de l'IAS 36, il est possible de reprendre les pertes de valeur antérieures lorsque les circonstances ont évolué et que les pertes de valeur ont diminué, contrairement aux PCGR du Canada, qui interdit la reprise des pertes de valeur.

Comme la majeure partie des actifs de la Société appartiennent à des filiales qui sont des services publics à tarifs réglementés, la possibilité que des pertes de valeur se produisent et leur ampleur dépendent principalement de la capacité continue des services publics d'effectuer le recouvrement de coûts au moyen du processus réglementaire.

Comme il a été mentionné auparavant, la Société a l'intention de ramener à la juste valeur le coût des immeubles de placement appartenant à sa filiale non réglementée Fortis Properties au moment de la transition aux IFRS au 1er janvier 2010 et d'utiliser le modèle de la juste valeur pour évaluer ses immeubles de placement après la transition. Les variations de la juste valeur des immeubles de placement de la Société seront reflétées dans l'état des résultats de chaque période selon les IFRS.

Les autres actifs non réglementés de la Société seront soumis à l'approche en une étape selon les IFRS pour tester et évaluer la dépréciation, ce qui peut entraîner une comptabilisation ou une reprise qui n'aurait pas été nécessaire ou permise selon les PCGR du Canada.

f) Impôts sur les bénéfices

La norme IAS 12, "Impôts sur le résultat" ("IAS 12"), impose à une entité de comptabiliser les conséquences fiscales des transactions et autres événements de la même façon qu'elle comptabilise les transactions et autres événements eux-mêmes. Ainsi, pour des transactions et autres événements comptabilisés au résultat, les actifs ou les passifs d'impôts reportés découlant de ces transactions doivent également être comptabilisés au résultat. Pour des transactions comptabilisées hors résultat, soit dans les autres éléments du résultat étendu ou directement dans les capitaux propres, toutes les incidences fiscales y afférentes sont également comptabilisées hors résultat.

L'incidence la plus importante de l'IAS 12 sur la Société découlera directement des décisions liées aux conventions comptables prises selon l'IAS 16 et l'IAS 40. De plus, les filiales de la Société qui sont des services publics à tarifs réglementés comptabilisent présentement les impôts sur les bénéfices conformément aux décisions réglementaires. Par conséquent, il est impossible à l'heure actuelle de déterminer en totalité l'incidence sur la Société de la comptabilisation des conséquences fiscales des transactions et autres événements selon les IFRS par opposition aux PCGR du Canada avant qu'il n'y ait une plus grande certitude quant à la norme IFRS définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

g) Regroupements d'entreprises

Selon la norme IFRS 3, "Regroupements d'entreprises" ("IFRS 3"), tout regroupement d'entreprises doit être comptabilisé par l'application de la méthode de l'acquisition. L'une des parties au regroupement d'entreprises doit être identifiée comme l'acquéreur, à savoir l'entité qui obtient le contrôle de l'autre entreprise. Le contrôle est le pouvoir de diriger les méthodes financières et opérationnelles d'une entité afin de tirer des avantages de ses activités. A titre d'acquéreur, Fortis doit déterminer la date à laquelle elle obtient le contrôle de l'entreprise acquise. Cette date correspond habituellement à la date de clôture de l'acquisition, généralement la date à laquelle l'acquéreur procède officiellement au transfert de la contrepartie, ou à l'acquisition des actifs et à la reprise des passifs de l'entreprise acquise. A compter de la date d'obtention du contrôle, Fortis doit comptabiliser, séparément de l'écart d'acquisition, les actifs identifiables acquis, les passifs repris et toute participation ne donnant pas le contrôle dans l'entreprise acquise conformément à la norme IFRS 3.

Comme le préconise l'IFRS 3, les frais connexes à l'acquisition encourus pour effectuer un regroupement d'entreprises doivent être comptabilisés en charges pour les périodes au cours desquelles les frais sont encourus. Aux termes des IFRS, contrairement aux PCGR du Canada, ces frais ne peuvent former une composante de l'écart d'acquisition.

Selon la norme IFRS 1, une entité a le choix d'appliquer rétroactivement la norme IFRS 3 à tous les regroupements d'entreprises ou peut décider d'appliquer la norme prospectivement uniquement aux regroupements d'entreprises effectués après la date de transition. La Société a présentement l'intention de se prévaloir de l'exemption facultative aux termes de la norme IFRS 1 qui élimine l'obligation de retraiter rétrospectivement tous les regroupements d'entreprises avant la date de transition aux IFRS, sous réserve de certains ajustements qui peuvent être requis au bilan de FortisAlberta à l'égard de l'écart d'acquisition et des immobilisations incorporelles qui ont été comptabilisés auparavant selon les PCGR du Canada à l'aide de la réévaluation des comptes d'une filiale. Ces ajustements ne devraient pas avoir une incidence sur la situation financière consolidée de la Société au moment de la transition aux IFRS.

Le CNC a récemment publié les nouveaux chapitres suivants du Manuel de l'ICCA : le chapitre 1582, "Regroupements d'entreprises", et le chapitre 1602, "Participations ne donnant pas le contrôle". Ces chapitres entreront en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2011, mais l'adoption anticipée est permise. Ces nouveaux chapitres sont essentiellement conformes à la comptabilisation des regroupements d'entreprises et des participations ne donnant pas le contrôle selon la norme IFRS 3.

h) IFRS 1, Première adoption des normes internationales d'information financière

La norme IFRS 1 fournit un cadre pour la première adoption des IFRS et précise qu'une entité doit généralement appliquer les principes conformes aux IFRS de manière rétrospective. L'IFRS 1 précise également que les ajustements auxquels l'application rétrospective des IFRS par rapport à d'autres PCGR donne lieu doivent être directement comptabilisés dans les bénéfices non répartis. Certaines exemptions facultatives et exceptions obligatoires à l'application rétrospective sont prévues dans la norme IFRS 1.

La Société a terminé une analyse de la norme IFRS 1. Bien que certaines décisions préliminaires aient été prises à l'égard des dispenses facultatives offertes à la transition, il est impossible d'en arriver à des décisions finales à l'heure actuelle, avant qu'il n'y ait une plus grande certitude quant à la norme IFRS définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

i) Contrôles internes à l'égard de l'information financière et informations à fournir

Conformément à l'approche de la Société quant aux attestations à l'égard des contrôles internes qui sont requises en vertu du Règlement 52-109 des Autorités canadiennes en valeurs mobilières, tous les contrôles à l'échelle de l'entité et les contrôles liés à la technologie de l'information, aux informations à fournir et aux processus d'affaires devront être mis à jour et testés afin de refléter les modifications découlant de la conversion aux IFRS de la Société. Toutes les modifications importantes relevées seront analysées et testées pour assurer l'absence de déficiences importantes qui résulteraient de la conversion de la Société à ces nouvelles normes comptables.

j) Systèmes d'information

Il est prévu que l'adoption des IFRS aura une certaine incidence sur les besoins en matière de systèmes d'information. La Société a évalué la nécessité de faire des mises à niveau ou d'apporter des modifications aux systèmes pour assurer une conversion efficiente aux IFRS. Dans le cadre de la phase deux du projet de conversion aux IFRS de la Société, des plans de systèmes d'information ont été préparés en vue de leur mise en oeuvre au cours de la phase trois. L'ampleur de l'incidence sur les systèmes d'information de la Société dépend dans une large mesure de la forme définitive de la norme IFRS sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

Outre le projet sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés, de nombreux autres projets au programme de l'IASB pourraient donner lieu à des modifications aux normes IFRS existantes avant la conversion aux IFRS de la Société en 2011. La Société continue de suivre de près ces projets et l'incidence que toute modification résultante aux IFRS pourrait avoir sur ses conventions comptables, sa situation financière ou ses résultats d'exploitation prévus, selon les IFRS pour l'exercice 2011 et les exercices suivants.

Regroupements d'entreprises

En janvier 2009, le CNC a publié les nouveaux chapitres suivants du Manuel de l'ICCA : le chapitre 1582, "Regroupements d'entreprises", le chapitre 1601, "Etats financiers consolidés", et le chapitre 1602, "Participations sans contrôle". Ces nouvelles normes comptables s'appliqueront aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2011. Par suite de l'adoption du chapitre 1582, les modifications apportées à la détermination de la juste valeur des actifs et des passifs de l'entreprise acquise auront une incidence sur le calcul de l'écart d'acquisition en ce qui concerne les acquisitions futures. Ces modifications comprennent la passation en charges des coûts liés à l'acquisition, plutôt que la comptabilisation de ces coûts dans les dépenses en immobilisations, et la déduction des coûts de restructuration liées à l'acquisition d'une entreprise par l'acquéreur. Le chapitre 1582 aura une incidence sur la constatation des regroupements d'entreprises de la Société à compter du 1er janvier 2011 et, par conséquent, pourrait avoir une incidence importante sur les résultats et la situation financière consolidés de la Société.

Le chapitre 1601 définit les normes pour la préparation des états financiers consolidés. Le chapitre 1602 définit les normes pour la comptabilisation, dans les états financiers consolidés établis après un regroupement d'entreprises, de la participation sans contrôle dans une filiale. Par suite de l'adoption des chapitres 1601 et 1602, la participation sans contrôle sera présentée comme une composante capitaux propres, plutôt que comme une composante passif, dans le bilan consolidé.

En outre, le bénéfice net et les autres éléments du résultat étendu attribuables à la société mère et à la part des actionnaires sans contrôle doivent être présentés séparément dans l'état des résultats. L'adoption des chapitres 1601 et 1602 ne devrait pas avoir une incidence importante sur les résultats, les flux de trésorerie et la situation financière consolidés de la Société.

Instruments financiers

En juin 2009, le CNC a publié des modifications au chapitre 3862 du Manuel de l'ICCA, "Instruments financiers -informations à fournir", visant à inclure des obligations d'information additionnelles sur l'évaluation à la juste valeur des instruments financiers et à étoffer les informations à fournir sur le risque de liquidité. Les modifications sont en vigueur pour les états financiers annuels d'exercices qui se termineront après le 30 septembre 2009. La Société fournira les informations additionnelles dans ses états financiers consolidés annuels vérifiés de 2009.

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des jugements qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers consolidés, et sur les montants constatés des produits et des charges des périodes présentées. Les estimations et les jugements reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations et certains jugements sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis par l'effet de décisions réglementaires ou d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations et jugements sont révisés de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés dans les résultats au cours de la période où ils sont connus.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2009 par rapport à ceux décrits dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à l'exception de ceux décrits ci-après relatifs aux impôts sur les bénéfices, à l'écart d'acquisition et aux éventualités.

Impôts sur les bénéfices : Les impôts sur les bénéfices sont déterminés selon les estimations des impôts sur les bénéfices exigibles de la Société et selon les estimations des impôts sur les bénéfices futurs découlant des écarts temporaires entre la valeur comptable des actifs et des passifs dans les états financiers consolidés et leur valeur fiscale. L'utilisation d'estimations pour la comptabilisation des impôts futurs s'est accrue par suite de l'adoption par la Société du chapitre 3465 modifié du Manuel de l'ICCA, "Impôts sur les bénéfices", avec prise d'effet le 1er janvier 2009. Un actif ou un passif d'impôts futurs est calculé pour chaque écart temporaire d'après les taux d'impôts futurs prévus et les hypothèses de la direction concernant le moment prévu de la résorption de ces écarts temporaires. Les actifs d'impôts futurs sont évalués selon la probabilité qu'ils seront recouvrés dans les bénéfices imposables futurs. Si la recouvrabilité est improbable, une provision pour moins-value est constituée et portée en réduction des bénéfices au cours de la période où la provision est constituée ou modifiée. Les estimations relatives à la charge d'impôts sur les bénéfices et aux actifs et passifs d'impôts futurs, ainsi que toute provision pour moins-value peuvent différer des montants réels.

Ecart d'acquisition : Annuellement, la Société effectue des tests de dépréciation de l'écart d'acquisition. Au cours de 2009, Fortis a changé la date du test de dépréciation de l'écart d'acquisition annuel la faisant passer du 31 juillet au 1er octobre afin de la rapprocher de la période de préparation des budgets financiers annuels de la Société et de ses filiales. Par conséquent, étant donné la situation de la Société, cette modification comptable est préférable. Le changement de la date du test n'a pas eu pour effet de retarder, d'accélérer ou d'éviter une perte de valeur. La Société a procédé au test de dépréciation de l'écart d'acquisition annuel au 31 juillet 2009 et a établi qu'aucune provision pour dépréciation de l'écart d'acquisition n'était requise. Le test sera effectué à nouveau le 1er octobre 2009. La modification de la date du test n'a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2009.

Eventualités : La Société et ses filiales font l'objet de diverses poursuites judiciaires et demandes de règlement dans le cours normal des affaires. La direction estime que le montant exigible, le cas échéant, découlant de ces poursuites ne devrait pas avoir d'incidence importante sur la situation financière ou les résultats d'exploitation consolidés de la Société.

Il n'y a pas eu de changements importants touchant les passifs éventuels de la Société au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2009 par rapport à ceux présentés dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à l'exception de ce qui suit.

Société Exploits

La société Exploits exploitait deux centrales hydroélectriques non réglementées à Terre-Neuve d'une capacité combinée d'environ 140 MW. La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par Abitibi. 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. Etant donné la perte de contrôle des flux de trésorerie et des activités, Fortis a dû comptabiliser le placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation à compter du 13 février 2009. La quote-part du résultat constaté au cours des neuf premiers mois de 2009 est équivalente aux montants qui auraient été constatés dans des conditions hydrologiques normales en l'absence d'expropriation. Des discussions sont en cours entre Fortis Properties et Nalcor Energy relativement aux questions liées à l'expropriation.

Terasen

Le 16 juillet 2009, Terasen a été nommée, avec d'autres défendeurs, dans une action en justice pour dommages à des propriétés et à des biens personnels, y compris la contamination des canalisations d'égout et les coûts de remise en état à la suite d'un bris de canalisations en juillet 2007. Terasen a déposé sa défense, mais la cause en est qu'à ses débuts, il est donc présentement impossible d'en déterminer le montant et l'issue.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente les informations trimestrielles non vérifiées pour chacun des huit trimestres de la période du 31 décembre 2007 au 30 septembre 2009. Cette information est tirée des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société qui, selon l'avis de la direction, ont été dressés selon les PCGR du Canada et conformément aux exigences des autorités de réglementation des services publics. Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non réglementées utilisant les PCGR du Canada. Ces différences et la nature de la réglementation sont présentées aux notes 2 et 4 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour l'exercice 2008. Ces résultats d'exploitation trimestriels ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats de toute période future, et on ne devrait pas s'y fier pour prédire des rendements futurs.



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Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)
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Bénéfice
net
attribuable
Produits aux actions Résultat
d'exploitation ordinaires par action ordinaire
Trimestre terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
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30 septembre 2009 664 36 0,21 0,21
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30 juin 2009 754 53 0,31 0,31
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31 mars 2009 1 201 92 0,54 0,52
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31 décembre 2008 1 182 76 0,48 0,46
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30 septembre 2008 727 49 0,31 0,31
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30 juin 2008 848 29 0,19 0,18
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31 mars 2008 1 146 91 0,58 0,55
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31 décembre 2007 1 018 79 0,51 0,49
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Un sommaire des huit derniers trimestres reflète la croissance interne continue de la Société, sa croissance découlant des entreprises acquises et le caractère saisonnier des activités. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Le transfert sans majoration du coût du combustible et du prix du gaz naturel aux clients a également une incidence sur les produits. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier. Les sociétés Terasen Gas génèrent la majeure partie de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres. Les résultats depuis le 1er mai 2009 ont été touchés, comme prévu, par la perte de produits et de bénéfice liée à l'expiration, le 30 avril 2009, de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui liait la centrale hydroélectrique Rankine en Ontario. Les résultats du deuxième trimestre terminé le 30 juin 2008 ont reflété l'incidence défavorable sur Fortis d'une charge de 13 millions $ comptabilisée par Belize Electricity par suite de la décision tarifaire réglementaire rendue en juin 2008. En raison d'une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée pour Newfoundland Power, le bénéfice de cette société de services publics pour 2008 a été moins élevé au quatrième trimestre, par rapport au même trimestre de 2007. La modification de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée n'a eu aucune incidence sur le bénéfice annuel de Newfoundland Power. Les résultats financiers ont reflété l'incidence de l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland à partir de novembre 2008 et celle de l'acquisition du Holiday Inn Select à Windsor, en Ontario, à partir d'avril 2009.

Du 30 septembre 2009 au 30 septembre 2008 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 36 millions $, ou 0,21 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2009, contre un bénéfice de 49 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2008. Les résultats du troisième trimestre de 2008 comprenaient une réduction d'impôts d'environ 7,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales de Terasen s'appliquant à des périodes antérieures et un recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ qui avait été passé en charges au premier semestre de 2008 pour FortisAlberta. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, une diminution du bénéfice de 1 million $ a été constatée, compte non tenu des réductions d'impôts non récurrentes mentionnées ci-dessus. L'incidence d'un taux d'imposition effectif des sociétés moins élevé pour les sociétés Terasen Gas, des investissements dans les infrastructures électriques et de la progression des produits nets tirés du transport pour FortisAlberta a été plus que contrebalancée par le recul du bénéfice tiré de la production hydroélectrique non réglementée et par le recul du bénéfice pour Newfoundland Power. La diminution du bénéfice tiré de la production non réglementée a découlé principalement de la perte de bénéfice liée à l'expiration, le 30 avril 2009, de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité visant la centrale hydroélectrique Rankine en Ontario. La baisse du bénéfice pour Newfoundland Power est largement attribuable à l'accroissement des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements.

Du 30 juin 2009 au 30 juin 2008 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 53 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2009, par rapport à un bénéfice de 29 millions $, ou 0,19 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2008. Les résultats du deuxième trimestre de 2008 comprenaient des charges non récurrentes d'environ 15 millions $ pour Belize Electricity, associées à la décision de réglementation tarifaire de juin 2008, et pour FortisOntario, associées à la remise, pendant le deuxième trimestre de 2008, d'un remboursement lié à une entente d'interconnexion reçu au cours du quatrième trimestre de 2007. Excluant ces charges non récurrentes, le bénéfice a augmenté de 9 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet de la baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés et de la croissance de l'investissement dans les infrastructures électriques pour FortisAlberta, et du recul des impôts sur les bénéfices des sociétés pour les sociétés Terasen Gas. L'augmentation a été contrebalancée en partie par la baisse du bénéfice tiré de la production hydroélectrique non réglementée associée à la perte de bénéfice liée à l'expiration, le 30 avril 2009, de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité visant la centrale hydroélectrique Rankine en Ontario.

Du 31 mars 2009 au 31 mars 2008 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 92 millions $, ou 0,54 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2009, comparativement au bénéfice de 91 millions $, ou 0,58 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2008. Les résultats se rapportent à l'augmentation de l'investissement dans les infrastructures électriques et du nombre d'abonnés aux services publics réglementés dans l'Ouest canadien, en partie atténuée par la diminution du bénéfice lié aux services publics réglementés dans les Caraïbes et à Fortis Properties. Excluant un gain non récurrent d'environ 2 millions $ de Fortis Turks and Caicos, le bénéfice lié aux services publics réglementés dans les Caraïbes a reculé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette diminution est attribuable à la baisse des ventes d'électricité en raison de températures moins élevées et à l'incidence de la crise financière mondiale sur la demande d'énergie combinée à la diminution du rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé pour Caribbean Utilities et Belize Electricity. Le recul a été partiellement neutralisé par l'effet de change favorable associé au raffermissement du dollar américain par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats de Fortis Properties ont été touchés par une charge non récurrente représentant les frais d'exploitation transitoires liés à l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland en novembre 2008 et par une diminution du taux d'occupation des chambres d'hôtel.

Du 31 décembre 2008 au 31 décembre 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 76 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2008, comparativement au bénéfice de 79 millions $, ou 0,51 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2007. Les résultats du quatrième trimestre de 2007 comprenaient l'incidence favorable d'éléments non récurrents totalisant environ 13 millions $ comme suit : i) vente de terrains excédentaires par TGI; ii) baisse des passifs d'impôts futurs pour Fortis Properties découlant d'une réduction des taux d'impôt sur les bénéfices des sociétés en vigueur; et iii) remboursement lié à une entente d'interconnexion pour FortisOntario. En excluant ces éléments non récurrents, le bénéfice a été plus élevé de 10 millions $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation provient d'un rendement accru et d'impôts sur les bénéfices des sociétés moins élevés pour FortisAlberta; de charges du siège social moins élevées et d'un bénéfice additionnel de 1 million $ pour Caribbean Utilities tenant à la modification de la date de fin d'exercice de ce service public. L'augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence de ce qui suit : i) un RBA autorisé moins élevé pour Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008; ii) une perte de produits d'environ 1 million $ pour Fortis Turks and Caicos par suite de l'ouragan Ike; et iii) une réduction d'environ 2 millions $ du bénéfice du quatrième trimestre de 2008 pour Newfoundland Power qui résulte d'une modification de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée par ce service public.

EVENEMENTS POSTERIEURS A LA DATE DU BILAN

En octobre 2009, FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power, pour un prix d'achat total d'environ 75 millions $, y compris la trésorerie acquise, sous réserve d'un ajustement. 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.

En octobre 2009, FortisAlberta a émis des débentures non garanties à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $, dont le produit net servira à rembourser des emprunts sur une facilité de crédit consentie qui ont été utilisés principalement pour financer des dépenses en immobilisations et à des fins générales.

PERSPECTIVES

Les dépenses en immobilisations consolidées brutes estimatives dépasseront 1 milliard $ en 2009 et totaliseront environ 5 milliards $ pour la période de cinq exercices de 2009 à 2013. Le programme de dépenses en immobilisations de la Société 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 d'acquérir des activités réglementées de services publics de gaz naturel et d'électricité aux Etats-Unis et au Canada. Fortis recherche aussi des occasions de croissance pour ses activités non réglementées afin de soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 4 novembre 2009, la Société avait 170,7 millions d'actions ordinaires; 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série C; 8,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série E; 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série F; et 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang, série G, toutes émises et en circulation. Seules les actions ordinaires de la Société sont assorties de droits de vote.

Le nombre d'actions ordinaires de Fortis qui seraient émises si la totalité des options sur actions, des titres de créance convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E étaient convertis au 4 novembre 2009 est le suivant :



--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Conversion de titres en actions ordinaires (non vérifié)
Au 4 novembre 2009
--------------------------------------------------------------------------
Titres Nombre d'actions (en millions)
--------------------------------------------------------------------------
Options sur actions 4,8
--------------------------------------------------------------------------
Titres de créance convertibles 1,4
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang, série C 5,2
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang, série E 8,2
--------------------------------------------------------------------------
Total 19,6
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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.



FORTIS INC.

Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour les trois mois et neuf mois terminés les 30 septembre 2009 et 2008
(non vérifié)


Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux
(en millions de dollars canadiens)
30 septembre 31 décembre
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Retraité - note 2)
ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 106 $ 66 $
Débiteurs 357 681
Charges payées d'avance 31 17
Actifs réglementaires (note 5) 196 157
Stocks (note 6) 211 229
Impôts futurs (note 15) 17 -
-------------------------------------------------------------------------
918 1,150

Autres actifs 172 230
Actifs réglementaires (note 5) 728 203
Impôts futurs (note 15) 29 54
Immobilisations de services publics 7 500 7 153
Biens productifs 553 540
Actifs incorporels (note 7) 264 273
Ecart d'acquisition (note 8) 1 563 1 575
-------------------------------------------------------------------------

11 727 11 178 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 20) 336 $ 410 $
Créditeurs et charges à payer 712 874
Dividendes à verser 47 47
Impôts à payer 10 66
Passifs réglementaires (note 5) 36 45
Versements pour la période au titre de la dette
à long terme et des obligations liées
aux contrats de location-acquisition (note 9) 130 240
Impôts futurs (note 15) 17 15
-------------------------------------------------------------------------
1 288 1 697

Crédits reportés 308 277
Passifs réglementaires (note 5) 450 401
Impôts futurs (note 15) 546 61
Dette à long terme et obligations liées aux
contrats de location-acquisition (note 9) 5 244 4 884
Part des actionnaires sans contrôle 124 145
Actions privilégiées 320 320
-------------------------------------------------------------------------
8,280 7,785
-------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (note 10) 2 482 2 449
Actions privilégiées 347 347
Surplus d'apport 10 9
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 5 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu
(note 12) (79) (52)
Bénéfices non répartis 682 634
-------------------------------------------------------------------------
3 447 3 393
-------------------------------------------------------------------------

11 727 11 178 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Passifs éventuels et engagements (note 22)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)

Trois mois Neuf mois
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 664 $ 727 $ 2 619 $ 2 721 $
-------------------------------------------------------------------------

Charges
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 253 320 1 279 1 427
Charges d'exploitation 182 174 561 535
Amortissement 91 86 274 255
-------------------------------------------------------------------------
526 580 2,114 2,217
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 138 147 505 504


Frais financiers
(note 14) 91 89 267 270
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice avant impôts
sur les bénéfices des
sociétés et part des
actionnaires sans
contrôle 47 58 238 234

Impôts sur les bénéfices
des sociétés (note 15) 2 - 34 48
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net avant part
des actionnaires sans
contrôle 45 58 204 186

Part des actionnaires
sans contrôle 4 4 9 8
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 41 54 195 178

Dividendes sur actions
privilégiées 5 5 14 9
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 36 $ 49 $ 181 $ 169 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Résultat par action
ordinaire (note 10)
De base 0.21 $ 0.31 $ 1.06 $ 1.08 $
Dilué 0.21 $ 0.31 $ 1.05 $ 1.06 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Solde au début de la
période 691 $ 592 $ 634 $ 551 $

Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 36 49 181 169
-------------------------------------------------------------------------
727 641 815 720

Dividendes sur actions
ordinaires (45) (39) (133) (118)
-------------------------------------------------------------------------

Solde à la fin de
la période 682 $ 602 $ 682 $ 602 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 41 $ 54 $ 195 $ 178 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Autres éléments du
résultat étendu
(Pertes) gains de
change latents sur
les investissements
nets dans des
établissements
étrangers autonomes (51) 22 (79) 35
Gains (pertes) sur
couvertures
d'investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes 37 (17) 59 (28)
(Charge) recouvrement
d'impôts sur les
bénéfices des sociétés (5) 2 (8) 4
-------------------------------------------------------------------------
Variation des (pertes)
gains de change latents,
déduction faite des
activités de couverture
et des impôts (note 12) (19) 7 (28) 11
-------------------------------------------------------------------------

Gains sur instruments
dérivés désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après
impôts (note 12) - - 1 -
-------------------------------------------------------------------------

Résultat étendu 22 $ 61 $ 168 $ 189 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Retraité - note 2) (Retraité - note 2)
Activités d'exploitation
Bénéfice net 41 $ 54 $ 195 $ 178 $
Eléments sans effet sur
la trésorerie
Amortissement -
immobilisations de
services publics et
biens productifs 78 74 238 225
Amortissement - actifs
incorporels 12 10 32 28
Amortissement - autres 1 2 4 2
Impôts futurs (note 15) 2 2 9 17
Part des actionnaires
sans contrôle 4 4 9 8
Dépréciation des coûts
reportés de
l'électricité -
Belize Electricity - - - 18
Divers (2) (2) (9) (6)
Variation des actifs et
des passifs
réglementaires à
long terme 7 (13) 30 (3)
-------------------------------------------------------------------------
143 131 508 467
Variation du fonds de
roulement lié à
l'exploitation hors
trésorerie (80) (104) 59 (15)
-------------------------------------------------------------------------
63 27 567 452
-------------------------------------------------------------------------

Activités d'investissement
Variation des autres
actifs et des crédits
reportés 1 (6) (4) (9)
Dépenses en
immobilisations de
services publics (251) (240) (725) (609)
Dépenses en
immobilisations de
biens productifs (4) (3) (15) (11)
Dépenses en
immobilisations
d'actifs incorporels (12) (7) (23) (26)
Apports sous forme
d'aide à la
construction 14 28 40 60
Produit de la vente
d'immobilisations de
services publics 1 (1) 1 15
Acquisition
d'entreprises (note 21) - - (7) -
-------------------------------------------------------------------------
(251) (229) (733) (580)
-------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme 168 160 (71) (36)
Produit tiré de la
dette à long terme,
déduction faite des
frais d'émission 209 - 610 659
Remboursement de la
dette à long terme
et des obligations
liées aux contrats
de location-
acquisition (57) (15) (148) (220)
Emprunts
(remboursements),
montant net sur les
facilités de
crédit consenties (111) 103 (54) (374)
Avances par (à) des
actionnaires sans
contrôle (5) 4 (5) 4
Emission d'actions
ordinaires, déduction
faite des frais 8 5 32 16
Emission d'actions
privilégiées, déduction
faite des frais - - - 223
Dividendes
Actions ordinaires (45) (39) (133) (118)
Actions privilégiées (5) (5) (14) (9)
Dividendes de
filiales versés aux
actionnaires sans
contrôle (3) (2) (8) (7)
-------------------------------------------------------------------------
159 211 209 138
-------------------------------------------------------------------------

Incidence de la
variation des taux de
change sur la
trésorerie et les
équivalents de
trésorerie (2) - (3) -
-------------------------------------------------------------------------

Variation de la
trésorerie et des
équivalents de
trésorerie (31) 9 40 10

Trésorerie et
équivalents de
trésorerie au début
de la période 137 59 66 58
-------------------------------------------------------------------------

Trésorerie et
équivalents de
trésorerie à la fin
de la période 106 $ 68 $ 106 $ 68 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Informations supplémentaires sur les états des flux de trésorerie
consolidés (note 17)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


1. DESCRIPTION DES ACTIVITES

Nature des activités

Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") constitue essentiellement une société de portefeuille internationale d'entreprises de services publics de distribution. Fortis répartit ses activités de services publics selon des secteurs correspondant à des zones de concession et, lorsque la réglementation l'exige, selon la nature de ses actifs. Fortis investit également dans des actifs de production non réglementée d'une part, et dans des immeubles commerciaux et des hôtels d'autre part, deux secteurs d'activité étant traités distinctement. La répartition des activités entre ces différents secteurs isolables de la Société permet à la haute direction d'estimer le rendement de chaque secteur et d'évaluer sa contribution aux objectifs à long terme de la Société. Chaque secteur isolable fonctionne de manière autonome et est responsable de ses profits et de ses pertes, ainsi que de l'affectation de ses propres ressources.

Les activités de chaque secteur isolable de la Société sont décrites ci-après.

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES

Le résumé qui suit présente la participation, par service public, de la Société dans les entreprises de services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité au Canada et dans les Caraïbes :

Services publics réglementés de gaz au Canada

Les sociétés Terasen Gas sont formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), de Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI").

TGI est la plus importante société de distribution de gaz naturel en Colombie-Britannique et sert principalement des clients des secteurs résidentiel, commercial et industriel dans un rayon de service qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique.

TGVI est propriétaire et exploitante du pipeline de transport de gaz naturel depuis la région du grand Vancouver à travers le détroit de Georgia jusqu'à l'île de Vancouver et du réseau de distribution sur l'île de Vancouver et le long de la Sunshine Coast (Colombie-Britannique), et sert principalement des clients résidentiels, commerciaux et industriels.

En plus de fournir des services de transport et de distribution à leur clientèle, TGI et TGVI obtiennent aussi du gaz naturel pour le bénéfice d'une clientèle surtout résidentielle et commerciale. L'approvisionnement en gaz naturel provient surtout de la région nord-est de la Colombie-Britannique et, au moyen du pipeline Southern Crossing de TGI, de l'Alberta.

TGWI est propriétaire et exploitante du réseau de distribution de gaz naturel récemment aménagé dans la région de Whistler, en Colombie-Britannique, qui assure le service principalement à des clients résidentiels et commerciaux.

Services publics réglementés d'électricité au Canada

a. FortisAlberta : FortisAlberta possède et exploite le réseau de distribution d'électricité dans une part importante du sud et du centre de l'Alberta.

b. FortisBC : Comprend FortisBC Inc., société de services publics d'électricité intégrée en exploitation dans l'intérieur méridional de la Colombie-Britannique. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques, lesquelles ont une capacité combinée de 223 mégawatts ("MW"). La part attribuable à FortisBC du secteur isolable des services publics réglementés d'électricité au Canada englobe également les services d'exploitation, d'entretien et de gestion de la centrale hydroélectrique de 493 MW Waneta, propriété de Teck Cominco Metals Ltd., de la centrale hydroélectrique de 149 MW Brilliant et de l'expansion de 120 MW de la centrale Brilliant, toutes deux propriété conjointe de Columbia Power Corporation et de Columbia Basin Trust ("CPC/CBT"), de la centrale hydroélectrique de 185 MW Arrow Lakes, propriété de CPC/CBT, et du réseau de distribution électrique dont la Ville de Kelowna est propriétaire.

c. Newfoundland Power : Newfoundland Power est le principal distributeur d'électricité à Terre-Neuve. Newfoundland Power possède une puissance installée de 140 MW, dont 97 MW d'origine hydroélectrique.

d. Autres services publics au Canada : Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. Maritime Electric est le principal distributeur d'électricité de l'Ile-du-Prince-Edouard. Maritime Electric possède aussi dans l'île des centrales d'une capacité combinée de 150 MW. FortisOntario fournit un service public d'électricité intégré à des clients de Fort Erie, de Cornwall, de Gananoque, de Port Colborne et du district d'Algoma, en Ontario. FortisOntario exploite la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc., Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited et, depuis octobre 2009, Algoma Power Inc. ("Algoma Power") (anciennement Great Lakes Power Distribution Inc.) (note 23). Les comptes de la Compagnie canadienne d'énergie Niagara comprennent les activités de distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc., qui ont été louées de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans échéant en avril 2012. FortisOntario possède également une participation de 10 % dans chacune des sociétés Westario Power Holdings Inc., Rideau St. Lawrence Holdings Inc. et Grimsby Power Inc., trois sociétés régionales de distribution d'électricité.

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes

a. Belize Electricity : Belize Electricity est la principale société de distribution d'électricité au Belize, en Amérique centrale. La société possède une puissance installée de 34 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 70 % dans Belize Electricity.

b. Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans. La société possède une puissance installée de 153 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 59 % dans Caribbean Utilities, y compris une participation additionnelle de 2,7 % acquise en juillet 2009. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX:CUP.U). Auparavant, l'exercice de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent, jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement, ses états financiers étaient consolidés dans les états financiers de Fortis avec un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre. La modification de la date de fin d'exercice de Caribbean Utilities élimine le décalage de deux mois dans la consolidation de ses résultats financiers.

c. Fortis Turks and Caicos : Comprend P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. Fortis Turks and Caicos est la principale société de distribution d'électricité des Iles Turks et Caicos. La société possède une capacité de production combinée alimentée au diesel de 54 MW.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

a. Belize : Ces activités sont constituées des centrales de production hydroélectriques Mollejon, d'une puissance de 25 MW, et Chalillo, d'une puissance de 7 MW, situées au Belize. La totalité de la production de ces installations est vendue à Belize Electricity en vertu d'un contrat d'achat d'électricité de 50 ans échéant en 2055. Les centrales hydroélectriques au Belize sont exploitées par Belize Electric Company Limited ("BECOL"), filiale en propriété exclusive indirecte de la Société, en vertu d'un contrat de concession conclu avec le gouvernement du Belize.

b. Ontario : Les activités non réglementées en Ontario comprennent une centrale de cogénération alimentée au gaz naturel de 5 MW à Cornwall et six petites centrales hydroélectriques situées dans l'est de l'Ontario qui possèdent une capacité combinée de 8 MW. Jusqu'au 30 avril 2009, les activités non réglementées en Ontario comprenaient également un droit d'usage de l'eau d'une puissance de 75 MW en vertu du Niagara Exchange Agreement, qui a expiré le 30 avril 2009 conformément à ses modalités.

c. Région centrale de Terre-Neuve : Par l'intermédiaire d'Exploits River Hydro Partnership ("société Exploits"), partenariat entre la Société, par l'entremise de sa filiale en propriété exclusive Fortis Properties, et AbitibiBowater Inc., auparavant Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi"), deux centrales hydroélectriques d'Abitibi situées dans la région centrale de Terre-Neuve ont été équipées d'une puissance additionnelle de 36 MW. Fortis Properties détient une participation directe de 51 % dans la société Exploits, et Abitibi détient la participation résiduelle de 49 %. La société Exploits vend sa production à Newfoundland and Labrador Hydro Corporation en vertu d'un contrat d'achat d'électricité de 30 ans venant à échéance en 2033. En date du 13 février 2009, Fortis a commencé à comptabiliser son placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation. Auparavant, la Société consolidait les résultats financiers de la société Exploits dans ses états financiers (note 22).

d. Colombie-Britannique : Les installations se composent de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Walden, d'une puissance de 16 MW, située près de Lillooet, en Colombie-Britannique. Cette centrale vend la totalité de sa production à BC Hydro en vertu d'un contrat à long terme échéant en 2013.

e. Nord de l'Etat de New York : Les installations se composent de quatre centrales hydroélectriques d'une puissance combinée d'environ 23 MW, situées dans le nord de l'Etat de New York, exploitées sous licences de la US Federal Energy Regulatory Commission. Les activités de production hydroélectrique dans le nord de l'Etat de New York sont menées par FortisUS Energy Corporation (" FortisUS Energy "), filiale en propriété exclusive indirecte de la Société.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

Fortis Properties possède 21 hôtels, comptant plus de 4 000 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux principalement dans le Canada atlantique.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES

Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas précisément liés à un secteur isolable. Ce secteur comprend surtout des frais financiers non sectoriels, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen Inc. ("Terasen"), et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passif à long terme; les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres; d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation relatifs à Fortis et Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales; les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés.

Ce secteur inclut aussi les résultats financiers de la société en commandite CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP"). CWLP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWLP offre des services de point de chute du service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, d'évaluation du crédit et de soutien et de perception aux sociétés Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWLP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Bien qu'ils ne soient actuellement pas importants, les résultats de Terasen Energy Services Inc. ("TES") sont aussi présentés dans le secteur Siège social et autres. TES est une filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen qui propose des solutions d'énergies alternatives.

2. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

Ces états financiers consolidés intermédiaires doivent être lus avec les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2008 de la Société. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction du calendrier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. En raison du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, la majeure partie de leur bénéfice annuel est généré au cours des premier et quatrième trimestres. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier.

A moins d'indication contraire, tous les montants sont présentés en dollars canadiens.

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") pour les états financiers intermédiaires, en conformité avec les mêmes conventions comptables que celles utilisées pour la préparation des états financiers consolidés annuels vérifiés de 2008 de la Société, à l'exception de ce qui est décrit ci-après.

Au cours du premier trimestre de 2009, Fortis est passée de la méthode selon les règles en matière de consolidation pour comptabiliser le placement dans la société Exploits à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation en raison de la perte de contrôle sur les flux de trésorerie et sur les activités de la société Exploits (note 22).

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté les nouvelles normes comptables ci-après publiées par l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA").

Activités à tarifs réglementés

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a modifié les chapitres qui suivent du Manuel de l'ICCA : i) le chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", pour retirer l'exonération temporaire relevant les entités assujetties à la réglementation des tarifs de l'exigence d'appliquer les directives du chapitre à la constatation et à l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; et ii) le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", pour exiger la constatation de passifs et d'actifs d'impôts futurs, de même que de passifs et d'actifs réglementaires compensatoires par les entités assujetties à la réglementation de leurs tarifs.

Depuis le 1er janvier 2009, avec l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100, la Société doit maintenant appliquer le chapitre 1100 à la constatation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Certains actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs continuent de faire l'objet de directives précises par une source première de PCGR du Canada qui ne s'appliquent qu'en des circonstances particulières décrites aux présentes, y compris au chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", au chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et au chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités". Les actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs dont il est question à la note 5 de ces états financiers consolidés intermédiaires et à la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés de 2008 de la Société, ne font pas l'objet de directives précises d'une source première de PCGR du Canada. Par conséquent, aux termes du chapitre 1100, la Société est tenue d'adopter des conventions comptables qui reposent sur l'exercice du jugement professionnel et qui sont conformes aux notions énoncées dans le chapitre 1000, "Fondements conceptuels des états financiers". Pour l'élaboration de ces conventions comptables, la Société peut consulter d'autres sources, y compris des prises de position publiées par des organismes de normalisation comptable dans d'autres pays. Ainsi, la Société a établi que, selon le chapitre 1100, tous ses actifs et passifs réglementaires peuvent être constatés selon les PCGR du Canada et que cette présentation est conforme à la norme Codification 980, Regulated Operations du Financial Accounting Standard Board des Etats-Unis. Au 1er janvier 2009, l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100 n'avait eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la Société.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, Fortis constate de manière rétroactive les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes, sans retraitement des périodes antérieures, qui sont liés au montant des impôts futurs censés être remboursés aux clients ou récupérés auprès des clients dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité. Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", sur les états financiers consolidés de la Société, au 1er janvier 2009, comprend une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et des actifs d'impôts futurs respectivement de 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires respectivement de 535 millions $ et 59 millions $; et une augmentation nette combinée de 9 millions $ des impôts à payer, des crédits reportés, des autres actifs, des immobilisations de services publics et de l'écart d'acquisition associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan. Les actifs et les passifs d'impôts futurs tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté rétroactivement le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'information applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels. Au 31 décembre 2008, l'adoption du chapitre 3064 appliqué de manière rétroactive a entraîné un reclassement de 264 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes de 262 millions $ aux immobilisations de services publics, de 1 million $ aux biens productifs et de 1 million $ aux autres actifs en raison du reclassement de la valeur comptable nette des terrains, des droits de transport, des droits sur l'eau, des coûts des logiciels, des coûts relatifs aux franchises, des contrats des clients et des autres frais.

Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers

Au cours du premier trimestre de 2009, la Société a adopté le nouvel abrégé 173 des délibérations du Comité sur les problèmes nouveaux ("CPN-173"), Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers, qui a été publié le 20 janvier 2009. Le CPN-173 exige que le risque de crédit de la Société et celui de ses contreparties soient pris en compte dans l'établissement de la juste valeur d'un instrument financier. L'adoption du CPN-173 n'a eu aucune incidence importante sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société.

3. MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS")

En février 2008, le CNC a confirmé que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada devront basculer vers les IFRS en 2011. En octobre 2009, le CNC a publié un troisième exposé-sondage omnibus définitif confirmant que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada seront tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification à compter du 1er janvier 2011. La date prévue du passage de la Société aux IFRS, soit le 1er janvier 2011, exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés au bilan d'ouverture selon les IFRS au 1er janvier 2010 et des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010. Le CNC propose dans son exposé-sondage omnibus qu'une entité qui n'a pas appliqué une source première de PCGR publiée mais non encore entrée en vigueur ne soit pas tenue de fournir les informations exigées par le paragraphe 30 du chapitre 1506, " Modifications comptables ", du Manuel de l'ICCA à l'égard de cet exposé-sondage. Fortis continue d'évaluer l'incidence de l'adoption des IFRS sur la présentation de l'information financière.

En juillet 2009, l'IASB a publié l'exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés, la publication de la norme définitive étant prévue au cours du deuxième trimestre de 2010. Selon l'exposé-sondage tel qu'il existe présentement, il est possible de comptabiliser les actifs et les passifs réglementaires découlant d'activités soumises à la réglementation du coût de service selon les IFRS lorsque certaines conditions sont remplies. La possibilité de constater des actifs et des passifs réglementaires, telle qu'elle est proposée, devrait diminuer la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner en l'absence d'une norme comptable à l'égard des activités à tarifs réglementés, mais exigera une présentation plus étoffée du bilan et des informations fournies dans les notes. Toutefois, en raison de l'incertitude liée à l'issue finale de cet exposé-sondage et à la norme définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS, il est impossible pour la Société d'effectuer une estimation raisonnable et de formuler des conclusions à l'égard de l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs de la Société relativement aux différences, le cas échéant, de la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS par opposition aux PCGR du Canada.

Fortis prévoit une modification à sa façon d'évaluer et de constater la valeur des biens productifs et une augmentation marquée des informations à fournir découlant de l'adoption des IFRS. La Société établit et évalue l'incidence de la modification de la méthode d'évaluation, des informations additionnelles à fournir et de la mise en oeuvre des changements qui devront être apportés aux systèmes afin de compiler ces informations.

Regroupements d'entreprises

En janvier 2009, le CNC a publié les nouveaux chapitres suivants du Manuel de l'ICCA : le chapitre 1582, "Regroupements d'entreprises", le chapitre 1601, "Etats financiers consolidés", et le chapitre 1602, "Participations sans contrôle". Ces nouvelles normes s'appliqueront aux exercices ouverts à compter du 1er janvier 2011. Par suite de l'adoption du chapitre 1582, les modifications apportées à la détermination de la juste valeur des actifs et des passifs de l'entreprise acquise auront une incidence sur le calcul de l'écart d'acquisition en ce qui concerne les acquisitions futures. Ces modifications comprennent la passation en charges des coûts liés à l'acquisition, plutôt que la comptabilisation de ces coûts dans les dépenses en immobilisations, et la déduction des coûts de restructuration liés à l'acquisition d'une entreprise par l'acquéreur. Le chapitre 1582 aura une incidence sur la constatation des regroupements d'entreprises de la Société à compter du 1er janvier 2011 et, par conséquent, pourrait avoir une incidence importante sur les résultats et la situation financière consolidés de la Société.

Le chapitre 1601 définit les normes pour la préparation des états financiers consolidés. Le chapitre 1602 définit les normes pour la comptabilisation, dans les états financiers consolidés établis après un regroupement d'entreprises, de la participation sans contrôle dans une filiale. Par suite de l'adoption des chapitres 1601 et 1602, la participation sans contrôle sera présentée comme une composante capitaux propres, plutôt que comme une composante passif, dans le bilan consolidé.

En outre, le bénéfice net et les autres éléments du résultat étendu attribuables à la société mère et à la part des actionnaires sans contrôle doivent être présentés séparément dans l'état des résultats. L'adoption des chapitres 1601 et 1602 ne devrait pas avoir une incidence importante sur les résultats, les flux de trésorerie et la situation financière consolidés de la Société.

Instruments financiers

En juin 2009, le CNC a publié des modifications au chapitre 3862 du Manuel de l'ICCA, "Instruments financiers - informations à fournir", visant à inclure des obligations d'information additionnelles sur l'évaluation à la juste valeur des instruments financiers et à étoffer les informations à fournir sur le risque de liquidité. Les modifications sont en vigueur pour les états financiers annuels d'exercices qui se termineront après le 30 septembre 2009. La Société fournira les informations additionnelles dans ses états financiers consolidés annuels vérifiés de 2009.

4. UTILISATION D'ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des jugements qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers consolidés, et sur les montants constatés des produits et des charges des périodes présentées. Les estimations et jugements reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations et certains jugements sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis par l'effet de décisions réglementaires ou d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations et jugements sont révisés de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés dans les résultats au cours de la période où ils sont connus.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société, y compris les estimations des éventualités, au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, à l'exception de ceux décrits aux notes 8, 15 et 22 des présents états financiers consolidés intermédiaires.

5. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

Les actifs et passifs réglementaires de la Société sont présentés ci-dessous. Une description de la nature des actifs et passifs réglementaires est fournie ci-après et dans la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés 2008 de la Société.



Au Au
30 septembre 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires
Impôts futurs (note 2) 543 -
Comptes de stabilisation tarifaire - Sociétés
Terasen Gas 76 76
Comptes de stabilisation tarifaire - Services
publics d'électricité 71 78
Report des charges de l'Alberta Electric System
Operator ("AESO") 62 64
Actif réglementaire lié aux régimes d'avantages
complémentaires de retraite ("ACR") 57 51
Impôts sur les bénéfices recouvrables au titre
des régimes d'ACR 18 18
Report des coûts de l'énergie de remplacement
pour la centrale Pointe Lepreau (1) 19 -
Coûts de gestion de l'énergie 8 7
Nouvelle cotisation d'impôt du pipeline
Southern Crossing 7 7
Coûts reportés des régimes de retraite 6 7
Amortissement reporté des immobilisations 5 8
Dégroupement des services destinés aux clients
résidentiels 5 7
Autres actifs réglementaires 47 37
-------------------------------------------------------------------------
Total des actifs réglementaires 924 360
Moins : tranche à court terme (196) (157)
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 728 203
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) Maritime Electric a obtenu l'approbation réglementaire du report des
coûts de l'énergie de remplacement pendant l'interruption de service
de la centrale nucléaire Pointe Lepreau, au Nouveau-Brunswick, pour sa
remise en état. La nature et le moment du recouvrement futur du montant
devraient être déterminés par l'organisme de réglementation au premier
trimestre de 2010.


Au Au
30 septembre 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires
Provision pour coûts futurs d'enlèvement
d'actifs et de remise en état des lieux 341 337
Impôts futurs (note 2) 41 -
Comptes de stabilisation tarifaire - Sociétés
Terasen Gas 25 32
Comptes de stabilisation tarifaire - Services
publics d'électricité 18 9
Passifs d'incitatifs selon les règles
d'établissement des tarifs fondées sur le rendement 14 13
Passif au titre des produits non facturés 12 15
Produits constatés d'avance liés au pipeline
Southern Crossing 6 9
Report des charges de retraite 4 4
Juste valeur du contrat de change à terme 1 7
Autres passifs réglementaires 24 20
-------------------------------------------------------------------------
Total des passifs réglementaires 486 446
Moins : tranche à court terme (36) (45)
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 450 401
-------------------------------------------------------------------------


6. STOCKS

Au Au
30 septembre 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Gaz stocké 194 212
Matières et fournitures 17 17
-------------------------------------------------------------------------
211 229
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au cours des périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009, des stocks respectivement de 98 millions $ et 722 millions $ ont été passés en charges et présentés dans les coûts de l'approvisionnement énergétique à l'état des résultats consolidé intermédiaire (157 millions $ et 850 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008). Les stocks passés dans les charges d'exploitation se sont établis à 3 millions $ et 10 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009 (4 millions $ et 10 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008), dont des tranches respectivement de 2 millions $ et 6 millions $ au titre de coûts de nourriture et boissons à Fortis Properties (2 millions $ et 6 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008).



7. ACTIFS INCORPORELS

Au 30 septembre 2009
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Taux
d'amortis- Amortis- Valeur
sement sement comptable
(en millions $) (%) Coût cumulé nette
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Logiciels 10 - 20 322 (164) 158
Terrains, droits de transport et
droits sur l'eau 1 - 17 131 (38) 93
Redevances de franchisage, contrats
des clients et autres actifs 3 - 22 17 (8) 9
Actifs en construction 4 - 4

--------------------------------------------------------------------------
474 (210) 264
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Au 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Amortis- Valeur
sement comptable
(en millions $) Coût cumulé nette
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Logiciels 313 (144) 169
Terrains, droits de transport et droits sur l'eau 127 (36) 91
Redevances de franchisage, contrats des clients
et autres actifs 16 (5) 11
Actifs en construction 2 - 2
--------------------------------------------------------------------------
458 (185) 273
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, la Société n'a constaté aucune dépréciation des actifs incorporels.

Les ajouts aux actifs incorporels se sont élevés respectivement à 12 millions $ et 23 millions $ pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009, dont respectivement environ 6 millions $ et 15 millions $ ont été développés en interne. Au cours des périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009, un logiciel de 6 millions $ a été mis hors service, réduisant ainsi le coût et l'amortissement cumulé.

Les coûts liés aux terrains, aux droits de transport et aux droits sur l'eau comprennent une tranche de 58 millions $ (57 millions $ au 31 décembre 2008) non amortissable.

8. ECART D'ACQUISITION

Annuellement, la Société effectue des tests de dépréciation de l'écart d'acquisition. Au cours de 2009, Fortis a changé la date du test de dépréciation de l'écart d'acquisition, la faisant passer du 31 juillet au 1er octobre afin de la rapprocher de la période de préparation des budgets financiers annuels de la Société et de ses filiales. Par conséquent, étant donné la situation de la Société, cette modification comptable est préférable. Le changement de la date du test n'a pas eu pour effet de retarder, d'accélérer ou d'éviter une perte de valeur. La Société a procédé au test de dépréciation de l'écart d'acquisition au 31 juillet 2009 et a établi qu'aucune provision pour dépréciation de l'écart d'acquisition n'était requise. Le test sera effectué à nouveau le 1er octobre 2009. La modification de la date du test n'a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées le 30 septembre 2009.

9. DETTE A LONG TERME ET OBLIGATIONS LIEES AUX CONTRATS DE LOCATION-ACQUISITION



Au Au
30 septembre 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations liées aux contrats
de location-acquisition 5 253 4 934
Classement à long terme des facilités de crédit
consenties (note 20) 160 224
Frais de financement de la dette reportés (39) (34)
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme et des obligations
liées aux contrats de location-acquisition 5 374 5 124
Moins : versements pour la période au titre de la
dette à long terme et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition (130) (240)
-------------------------------------------------------------------------
5 244 4 884
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



En juillet 2009, Fortis a émis des débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital de 200 millions $.

En juillet 2009, FortisBC a remboursé 50 millions $ au titre de débentures à 6,75 % arrivées à échéance.

En juin 2009, TGI a remboursé 60 millions $ au titre de débentures à 10,75 % non garanties arrivées à échéance.

En juin 2009, FortisBC a émis des débentures non garanties à 6,10 %, 30 ans, d'un capital de 105 millions $.

En mai 2009, Newfoundland Power a émis 65 millions $ d'obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement, à 6,606 %, 30 ans.

En mai 2009, Caribbean Utilities a conclu la première tranche de 30 millions $ US d'un placement privé de billets non garantis de premier rang à 7,50 % d'un capital total de 40 millions $ US, 15 ans, et, en juillet 2009, a conclu la deuxième tranche de 10 millions $ US.

En février 2009, FortisAlberta a émis des débentures non garanties à 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $.

En février 2009, TGI a émis des débentures non garanties à 6,55 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $.

Au cours du premier trimestre de 2009, Fortis a commencé à comptabiliser son placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation (note 22). Par conséquent, le prêt à terme d'environ 60 millions $ (61 millions $ au 31 décembre 2008) de la société Exploits, classé à court terme au 31 décembre 2008, n'est plus consolidé dans les états financiers de Fortis depuis le 13 février 2009.

10. ACTIONS ORDINAIRES

Autorisé : un nombre illimité d'actions ordinaires sans valeur nominale.



Emises et en Au Au
circulation 30 septembre 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires 170 652 2 482 169 191 2 449
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Les actions ordinaires émises au cours de la période étaient comme suit :

Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 septembre 2009 30 septembre 2009
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde d'ouverture 170 311 2 474 169 191 2 449
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 12 - 43 1
Régime de
réinvestissement des
dividendes 275 7 839 20
Régime d'achat
d'actions des employés 54 1 257 6
Régimes d'options sur
actions - - 322 6
--------------------------------------------------------------------------
Solde de clôture 170 652 2 482 170 652 2 482
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Avec prise d'effet le 1er mars 2009, le régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions modifié et bonifié de la Société offre un escompte de 2 % sur l'achat d'actions ordinaires, émises sur son capital autorisé, avec des dividendes réinvestis.

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation s'est établi respectivement à 170,4 millions et 157,2 millions pour les trimestres terminés les 30 septembre 2009 et 2008, et respectivement à 170,0 millions et 156,9 millions pour les neuf mois terminés les 30 septembre 2009 et 2008.

Le résultat dilué par action ordinaire est calculé selon la méthode du rachat d'actions pour les options et selon la méthode de la conversion hypothétique pour les titres convertibles.



Le résultat par action ordinaire s'établit comme suit :

Trimestres terminés les 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2009
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par action ordinaire 36 170,4 0,21 $
Incidence des titres potentiellement
dilutifs :
Options sur actions - 0,7
Actions privilégiées (note 14) 4 13,9
Débentures convertibles 1 1,4
--------------------------------------------------------------------------
41 186,4
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (4) (13,9)
Débentures convertibles (1) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 36 171,1 0,21 $



Trimestres terminés les 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2008
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par action ordinaire 49 157,2 0,31 $
Incidence des titres potentiellement
dilutifs :
Options sur actions - 1,0
Actions privilégiées (note 14) 4 12,8
Débentures convertibles 1 1,4
------------------------------------------------------------------------
54 172,4
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (4) (12,8)
Débentures convertibles (1) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 49 158,2 0,31 $



Cumul annuel aux 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2009
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par action ordinaire 181 170,0 1,06 $
Incidence des titres potentiellement
dilutifs :
Options sur actions - 0,7
Actions privilégiées (note 14) 12 13,9
Débentures convertibles 2 1,4
------------------------------------------------------------------------
195 186,0
Moins effets antidilutifs :
Débentures convertibles (2) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 193 184,6 1,05 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel aux 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2008
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par action ordinaire 169 156,9 1,08 $
Incidence des titres potentiellement
dilutifs :
Options sur actions - 1,0
Actions privilégiées (note 14) 12 12,8
Débentures convertibles 2 1,4
------------------------------------------------------------------------
183 172,1
Moins effets antidilutifs :
Débentures convertibles (2) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 181 170,7 1,06 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


11. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

Au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2009, 30 336 unités d'actions différées ("UAD") ont été attribuées aux membres du conseil d'administration de la Société, soit la composante actions de leur rémunération annuelle et de leurs honoraires annuels au lieu d'un paiement au comptant. Chaque UAD correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur d'une action ordinaire de la Société. En janvier 2009, 3 632 UAD ont été réglées à un membre du conseil d'administration de Fortis qui a pris sa retraite, à un prix de 23,74 $ l'UAD, soit un montant total d'environ 0,1 million $.

En mars 2009, 31 353 unités d'actions liées au rendement ("UAR") ont été réglées au président et chef de la direction de la Société, à un prix de 23,39 $ l'UAR, soit un montant total d'environ 0,7 million $, tel qu'il a été établi par le comité des ressources humaines du conseil d'administration de Fortis. Le règlement a eu lieu à l'échéance de la période de trois ans d'acquisition des droits sur les UAR qui avaient été attribuées en mars 2006, et le président et chef de la direction a respecté toutes les conditions de paiement. En mars 2009, 40 000 UAR ont été attribuées au président et chef de la direction de la Société. Chaque UAR correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur d'une action ordinaire de la Société. Les UAR attribuées en mars 2009 viennent à échéance dans trois ans, période après laquelle le président et chef de la direction recevra un paiement en espèces après l'évaluation par le comité des ressources humaines du conseil d'administration de Fortis de l'atteinte d'objectifs personnels prédéterminés ou d'objectifs prédéterminés à l'échelle de la Société, ou les deux.

En mars 2009, la Société a attribué 1 037 156 options d'achat d'actions ordinaires en vertu de son régime d'options sur actions de 2006 au cours moyen pondéré de 22,29 $ en fonction des volumes des cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution. Les droits rattachés à ces options sont acquis en proportions égales sur une période de quatre ans, à chaque anniversaire de l'attribution. Les options viennent à échéance sept ans après la date d'attribution. La juste valeur des options attribuées était de 4,10 $ l'option.

La juste valeur a été estimée à la date d'attribution selon le modèle de Black et Scholes et d'après les hypothèses suivantes :



Rendement de l'action (%) 3,19
Volatilité prévue (%) 24,3
Taux d'intérêt sans risque (%) 3,75
Durée de vie moyenne pondérée prévue (en années) 4,5


Au 30 septembre 2009, 4,9 millions d'options sur actions étaient en cours, et les droits relatifs à 2,7 millions d'options sur actions étaient acquis.

12. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

Le cumul des autres éléments du résultat étendu comprend les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture, les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie, et les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie abandonnées.



Trimestre terminé le Trimestre terminé le
30 septembre 2009 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde Solde
d'ouver- Solde de d'ouver- Solde de
ture Varia- clôture ture Varia- clôture
1er jui- tion 30 sept- 1er jui- tion 30 sept-
(en millions $) llet nette embre llet nette embre
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de
change latent(e)s,
déduction faite
des activités de
couverture et des
impôts (55) (19) (74) (78) 7 (71)
Pertes sur instruments
dérivés désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après
impôts - - - (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments dérivés
antérieurement
abandonnés à titre de
couvertures de flux
de trésorerie, après
impôts (5) - (5) (5) - (5)
--------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du résultat
étendu (60) (19) (79) (84) 7 (77)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel en 2009 Cumul annuel en 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde Solde
d'ouver- Solde de d'ouver- Solde de
ture Varia- clôture ture Varia- clôture
1er jan- tion 30 sept- 1er jan- tion 30 sept-
(en millions $) vier nette embre vier nette embre
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de
change latent(e)s,
déduction faite
des activités de
couverture et
après impôts (46) (28) (74) (82) 11 (71)
(Pertes) gains sur
instruments dérivés
désignés comme
couvertures de flux
de trésorerie,
après impôts (1) 1 - (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments dérivés
antérieurement
abandonnés à titre
de couvertures de
flux de trésorerie,
après impôts (5) - (5) (5) - (5)
--------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du
résultat étendu (52) (27) (79) (88) 11 (77)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


13. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et ses filiales maintiennent chacune un régime ou une combinaison de régimes de retraite à prestations déterminées, de régimes de retraite à cotisations déterminées et de régimes enregistrés d'épargne-retraite ("REER") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des arrangements à prestations déterminées s'est établi à 7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 (7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008), et à 20 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2009 (21 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2008). Le coût des arrangements à cotisations déterminées et des REER collectifs s'est établi à 3 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 (3 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008), et à 9 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2009 (8 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2008).



14. FRAIS FINANCIERS


Trimestres terminés les Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Intérêts - Dette à long
terme et
obligations
liées aux
contrats de
location-
acquisition 89 80 259 248
- Emprunts à
court terme 3 10 9 20
Intérêts imputés à la
construction (5) (4) (13) (8)
Intérêts gagnés - (1) - (2)
Dividendes sur les actions
privilégiées classées
comme dette 4 4 12 12
-------------------------------------------------------------------------
91 89 267 270
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


15. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", sur les états financiers consolidés de la Société, au 1er janvier 2009, comprend une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et des actifs d'impôts futurs respectivement de 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires respectivement de 535 millions $ et 59 millions $; et une augmentation nette combinée de 9 millions $ des impôts à payer, des crédits reportés, des autres actifs, des immobilisations de services publics et de l'écart d'acquisition associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan. Les actifs et les passifs d'impôts futurs tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle.

Les impôts futurs sont constatés pour tenir compte des écarts temporaires. Les actifs et passifs d'impôts futurs sont composés des éléments suivants :



Au Au
30 septembre 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Passif (actif) d'impôts futurs
Immobilisations de services publics 492 17
Biens productifs 27 26
Actifs réglementaires 42 35
Actifs incorporels 7 3
Autres actifs 25 2
Crédits reportés (43) (14)
Report de pertes en avant (30) (28)
Coûts d'émission d'actions et de financement
de la dette (5) (14)
Pertes de change latentes sur la dette à long terme 4 (5)
Passifs réglementaires (2) -
-------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 517 22
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Actif d'impôts futurs de l'exercice (17) -
Passif d'impôts futurs de l'exercice 17 15
Actif d'impôts futurs à long terme (29) (54)
Passif d'impôts futurs à long terme 546 61
-------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 517 22
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


L'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", le 1er janvier 2009, a également entraîné une charge d'impôts futurs additionnelle de 12 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 et de 11 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2009, ainsi que des ajustements réglementaires compensatoires de mêmes montants à la charge d'impôts futurs pour ces périodes. L'ajustement réglementaire représente l'écart entre la charge d'impôts futurs constatée en vertu du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", et celle recouvrée à même les tarifs imposés aux clients au cours du trimestre terminé le 30 septembre 2009 et depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2009.

Les composantes de la charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés sont les suivantes :



Trimestres terminés les Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Au Canada
Impôts exigibles - $ (2)$ 24 $ 30 $
-------------------------------------------------------------------------

Impôts futurs 14 2 20 16
Moins : ajustement
réglementaire (12) - (11) -
-------------------------------------------------------------------------
2 2 9 16
-------------------------------------------------------------------------
Total au Canada 2 - 33 46
-------------------------------------------------------------------------

A l'étranger
Impôts exigibles - - 1 1
Impôts futurs - - - 1
-------------------------------------------------------------------------
Total à l'étranger - - 1 2
-------------------------------------------------------------------------

Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 $ - $ 34 $ 48 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Les impôts sur les bénéfices des sociétés diffèrent du montant qui aurait été calculé en appliquant le taux d'imposition combiné fédéral et provincial canadien prévu par la loi au bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et part des actionnaires sans contrôle. Le tableau qui suit présente un rapprochement des impôts consolidés selon les taux prévus par la loi et des impôts consolidés selon les taux effectifs.





Trimestres terminés les Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $, sauf
indication contraire) 2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
combiné fédéral et
provincial canadien
prévu par la loi 33 % 33,5 % 33 % 33,5 %
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
prévu par la loi
appliqué au bénéfice
avant impôts sur
les bénéfices des
sociétés et part
des actionnaires
sans contrôle 16 $ 19 $ 79 $ 78 $
Dividendes sur actions
privilégiées 1 - 4 4
Ecart entre le taux
canadien prévu par
la loi et les taux
applicables aux
filiales étrangères (5) (5) (12) (7)
Ecart entre les taux
provinciaux canadiens
prévus par la loi
applicables aux
filiales sous
différentes
juridictions
canadiennes (1) - (5) (3)
Eléments capitalisés
aux fins comptables
mais passés en charges
aux fins fiscales (7) (8) (27) (25)
Ecart entre
l'amortissement fiscal
et les montants
comptabilisés aux fins
comptables (1) (2) (1) 3
Règlement de l'impôt
sur les fiducies du
Québec - Terasen - (7) - (7)
Coûts des régimes
de retraite - - (1) (1)
Divers (1) 3 (3) 6
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 $ - $ 34 $ 48 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
effectif 4,3 % s.o. 14,3 % 20,5 %
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au 30 septembre 2009, la Société avait des pertes autres qu'en capital et en capital reportées en avant d'environ 120 millions $ (112 millions $ au 31 décembre 2008), dont une tranche de 16 millions $ (15 millions $ au 31 décembre 2008) n'a pas été constatée dans les états financiers consolidés. Les pertes autres qu'en capital reportées en avant viennent à échéance entre 2009 et 2029.

16. INFORMATION SECTORIELLE

L'information par secteur isolable s'établit comme suit :



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
------------------------ ------------------------------------------------
Trimestre Sociétés Total
terminé le 30 Terasen Electri Electri
Septembre 2009 Gas Fortis Fortis NF Autres -cité cité
(en millions $) - Canada Alberta BC Power Canada(1) Canada Caraïbes(2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 208 85 57 93 69 304 89
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 98 - 15 50 46 111 51
Charges
d'exploitation 60 33 17 12 7 69 13
Amortissement 25 25 9 12 5 51 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 25 27 16 19 11 73 16
Frais financiers 30 12 8 8 4 32 5
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) (2) (1) - 4 2 5 -
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) (3) 16 8 7 5 36 7
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires (3) 16 8 7 5 36 7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 908 227 221 - 63 511 144
Actifs
identifiables 3 840 1 814 1 122 1 156 540 4 632 803
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 748 2 041 1 343 1 156 603 5 143 947
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 62 109 30 20 10 169 27
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre terminé
le 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 271 74 52 94 66 286 96
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 157 - 12 51 44 107 60
Charges
d'exploitation 59 31 16 11 7 65 12
Amortissement 24 22 8 11 4 45 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 31 21 16 21 11 69 16
Frais financiers 33 10 7 8 4 29 4
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) (3) (6) 1 5 2 2 1
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 4
Bénéfice net
(perte nette) 1 17 8 8 5 38 7
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 1 17 8 8 5 38 7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 909 227 221 - 63 511 139
Actifs
identifiables 3 510 1 482 958 971 513 3 924 759
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 419 1 709 1 179 971 576 4 435 898
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 56 94 31 17 11 153 31
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé le Siège Eliminations
30 septembre 2009 Fortis Fortis social inter-
(en millions $) Generation Properties et autres sectorielles Consolidé
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 9 60 7 (13) 664
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 1 - - (8) 253
Charges
d'exploitation 2 37 2 (1) 182
Amortissement - 4 2 - 91
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 6 19 3 (4) 138
Frais financiers 1 6 21 (4) 91
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 1 4 (6) - 2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 4 9 (12) - 41
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 4 9 (17) - 36
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 563
Actifs identifiables 202 574 149 (36) 10 164
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 202 574 149 (36) 11 727
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 2 6 1 - 267
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le
30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 21 56 7 (10) 727
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 2 - - (6) 320
Charges d'exploitation 3 33 2 - 174
Amortissement 3 4 2 - 86
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 13 19 3 (4) 147
Frais financiers 2 6 19 (4) 89
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2 4 (6) - -
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 9 9 (10) - 54
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 9 9 (15) - 49
Ecart d'acquisition - - - - 1 559
Actifs identifiables 262 537 115 (29) 9 078
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 537 115 (29) 10 637
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 6 3 1 - 250
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
(2) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks an
Caicos.
(3) Concernent les immobilisations de services publics, y compris les
montants payés à l'AESO relatifs aux projets d'investissement dans le
transport, les biens productifs et les actifs incorporels.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
------------------------ ------------------------------------------------
Depuis le début
de l'exercice Sociétés Total
jusqu'au 30 Terasen Electri Electri
septembre 2009 Gas Fortis Fortis NF Autres -cité cité
(en millions $) - Canada Alberta BC Power Canada(1) Canada Caraïbes(2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 166 245 184 381 202 1 012 254
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 722 - 50 247 133 430 142
Charges
d'exploitation 189 98 51 39 21 209 41
Amortissement 76 70 28 34 14 146 29
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 179 77 55 61 34 227 42
Frais
financiers 91 36 23 25 13 97 13
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 19 (4) 3 12 7 18 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 69 45 29 24 14 112 20
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 69 45 29 24 14 112 20
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 908 227 221 - 63 511 144
Actifs
identifiables 3 840 1 814 1 122 1 156 540 4 632 803
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 748 2 041 1 343 1 156 603 5 143 947
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
Immobilisations
Brutes(3) 176 315 79 52 33 479 77
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30
septembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 296 222 171 378 197 968 249
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 850 - 45 243 133 421 164
Charges
d'exploitation 182 96 49 38 21 204 35
Amortissement 73 63 25 33 13 134 23
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 191 63 52 64 30 209 27
Frais financiers 96 30 21 25 13 89 11
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 24 (2) 4 15 6 23 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 6
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 71 35 27 24 11 97 9
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 71 35 27 24 11 97 9
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 909 227 221 - 63 511 139
Actifs
identifiables 3 510 1 482 958 971 513 3 924 759
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 419 1 709 1 179 971 576 4 435 898
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
Immobilisations
Brutes(3) 152 245 81 47 28 401 65
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30 Siège Eliminations
septembre 2009 Fortis Fortis social inter-
($ millions) Generation Properties et autres sectorielles Consolidé
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 34 165 21 (33) 2 619
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 2 - - (17) 1 279
Charges d'exploitation 8 109 9 (4) 561
Amortissement 4 12 7 - 274
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 20 44 5 (12) 505
Frais financiers 3 17 58 (12) 267
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 3 8 (15) - 34
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 13 19 (38) - 195
Dividendes sur
actions privilégiées - - 14 - 14
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 13 19 (52) - 181
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 563
Actifs identifiables 202 574 149 (36) 10 164
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 202 574 149 (36) 11 727
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 14 16 1 - 763
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30
septembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 62 155 19 (28) 2 721
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 6 - - (14) 1 427
Charges d'exploitation 11 99 8 (4) 535
Amortissement 8 11 6 - 255
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 37 45 5 (10) 504
Frais financiers 6 18 60 (10) 270
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 7 8 (15) - 48
Part des
actionnaires
sans contrôle 2 - - - 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 22 19 (40) - 178
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 9 - 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 22 19 (49) - 169
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 559
Actifs identifiables 262 537 115 (29) 9 078
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 537 115 (29) 10 637
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 13 11 4 - 646
(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
montants payés à l'AESO relatifs aux projets d'investissement dans le
transport, les biens productifs et les actifs incorporels.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Les opérations intersectorielles ont lieu dans le cours normal des affaires et elles sont évaluées à la valeur d'échange, soit le montant de la contrepartie établie et convenue par les parties liées. Les opérations intersectorielles importantes se rapportent essentiellement à la vente d'énergie de Fortis Generation à Belize Electricity et à FortisOntario, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers attribués aux emprunts intersectoriels. Les opérations intersectorielles importantes pour les périodes de trois mois et neuf mois terminées les 30 septembre 2009 et 2008 étaient les suivantes :



Opérations intersectorielles

Trimestres terminés les Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis
Generation aux
Services publics
d'électricité
réglementés dans
les Caraïbes 7 6 15 13
Ventes de Fortis
Generation aux
autres services
publics
d'électricité
au Canada - - 1 1
Ventes de Newfoundland
Power à Fortis
Properties 1 1 3 3
Frais financiers
intersectoriels
relatifs aux emprunts
suivants :
Du siège social aux
services publics
réglementés au Canada - - 1 1
Du siège social aux
services publics
réglementés dans
les Caraïbes 2 1 5 3
Du siège social à
Fortis Properties 2 2 6 6
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


17. INFORMATIONS SUPPLEMENTAIRES SUR LES ETATS DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES



Trimestres terminés les Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Intérêts payés 88 85 272 266
Impôts sur les
bénéfices payés 2 22 82 32
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


18. GESTION 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 services publics de financer l'entretien et l'expansion de leurs réseaux. Fortis contracte des dettes au niveau 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.

La structure du capital consolidée de Fortis se présente comme suit :



Au Au
30 septembre 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) 5 604 59,8 5 468 59,5
Actions privilégiées(2) 667 7,1 667 7,3
Capitaux propres attribuables aux
actionnaires ordinaires 3 100 33,1 3 046 33,2
--------------------------------------------------------------------------
Total 9 371 100,0 9 181 100,0
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats
de location-acquisition, incluant la tranche échéant à moins d'un an,
et les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.


Certains titres de créance à long terme de la Société comportent des clauses qui restreignent l'émission de titres de créance supplémentaires de façon à ce que la dette consolidée ne puisse excéder 70 % de la structure du capital consolidée de la Société, comme il est défini dans les conventions de la dette à long terme. Fortis et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity et de la société Exploits, comme il est décrit plus loin, respectaient les clauses restrictives des conventions de leur dette à long terme au 30 septembre 2009.

Par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarifs pour 2008-2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives à l'égard de prêts totalisant 7 millions $ (13 millions $ BZ) au 30 septembre 2009, auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement et la Banque de développement des Caraïbes. La société a avisé les prêteurs de cette situation.

Comme les actifs hydroélectriques et les droits d'usage de l'eau de la société Exploits ont été cédés en garantie du prêt à terme de la société Exploits, l'expropriation de ces actifs et de ces droits par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a créé un cas de défaut en vertu des modalités du prêt. Le prêt est sans recours contre Fortis et s'élevait à environ 60 millions $ au 30 septembre 2009. Les prêteurs du prêt à terme n'ont pas exigé un remboursement anticipé. Se reporter aux notes 9 et 22 pour en savoir davantage sur la société Exploits.

Les facilités de crédit consolidées de la Société sont décrites plus en détail à la rubrique "Risque d'illiquidité" de la note 20.

19. INSTRUMENTS FINANCIERS

Juste valeur

Au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2009, il n'y a eu aucun changement dans la désignation des instruments financiers de la Société, à l'exception de ceux décrits dans les états financiers consolidés annuels vérifiés 2008 de la Société. La valeur comptable des instruments financiers inclus dans l'actif et le passif à court terme, les autres actifs et les crédits reportés aux bilans consolidés de Fortis se rapproche de leur juste valeur, ce qui reflète l'échéance à court terme, les conditions normales de crédit et la nature de ces instruments. Les valeurs comptables et la juste valeur de la dette à long terme consolidée et des actions privilégiées de la Société étaient les suivantes :



Au Au
30 septembre 2009 31 décembre 2008
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
(en millions $) comptable estimative comptable estimative
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme, y compris
la tranche échéant à moins
d'un an(1),(2) 5 376 5 803 5 122 5 040
Actions privilégiées classées
comme dette(1),(3) 320 348 320 329
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la
méthode du taux d'intérêt effectif.
(2) La valeur comptable au 30 septembre 2009 exclut les frais financiers
reportés non amortis de 39 millions $ (34 millions $ au 31 décembre
2008).
(3) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont exclues
des exigences du chapitre 3855 du Manuel de l'ICCA, "Instruments
financiers - comptabilisation et évaluation "; toutefois, la juste
valeur estimative des actions privilégiées de la Société classées comme
capitaux propres de 347 millions $ était de 343 millions $ au 30
septembre 2009 (valeur comptable de 347 millions $ et juste valeur de
268 millions $ au 31 décembre 2008).


La juste valeur de la dette à long terme est calculée en utilisant les cours du marché lorsqu'ils sont disponibles. Lorsqu'il n'y a pas de cours du marché disponibles, la juste valeur est établie en actualisant les flux de trésorerie futurs du titre d'emprunt particulier à un taux de rendement estimatif jusqu'à l'échéance équivalent au rendement d'obligations gouvernementales ou de bons du Trésor de référence comportant une échéance similaire, majoré d'une prime au risque de crédit égale à celle d'émetteurs dont la qualité du crédit est semblable. Puisque la Société n'a pas l'intention de régler la dette à long terme avant son échéance, l'estimation de la juste valeur ne représente pas un passif réel et, par conséquent, n'inclut pas les coûts d'échange ou de règlement. La juste valeur des actions privilégiées de la Société est établie selon les cours du marché.

La Société et ses filiales ont recours aux instruments financiers dérivés pour couvrir les risques de fluctuation des taux d'intérêt, des taux de change et des prix du gaz naturel. La Société ne détient ni n'émet d'instruments financiers dérivés à des fins de transaction. Le tableau suivant présente un sommaire de la valeur des instruments financiers dérivés de la Société.



Au
30 septembre 2009
Durée
jusqu'à Valeur Juste valeur
l'échéance Nombre de comptable estimative
Actif (passif) (années) contrats (en millions $) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swap de taux d'intérêt(1) 1 1 - -
Contrat de change à
terme(2) approx. 2 1 1 1
Dérivés sur gaz
naturel :(3)
Swaps et options Jusqu'à 5 254 (129) (129)
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz Jusqu'à 2 98 3 3
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au
30 septembre 2008
Valeur Juste valeur
comptable estimative
Actif (passif) (en millions $) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swap de taux d'intérêt(1) - -
Contrat de change à
terme(2) 7 7
Dérivés sur gaz
naturel :(3)
Swaps et options (84) (84)
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz (8) (8)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Le swap de taux d'intérêt vient à échéance en octobre 2010. Le swap
fixe le taux d'intérêt des facilités de crédit non renouvelables de
Fortis Properties à 5,32 %. Le swap de taux d'intérêt est évalué à la
valeur actualisée des flux de trésorerie futurs selon les courbes de
taux d'intérêt futurs publiées.
(2) La juste valeur du contrat de change à terme a été calculée à l'aide
de la valeur actualisée des flux de trésorerie en fonction d'un taux
de change sur le marché et de la courbe du taux de change à terme, et
a été comptabilisée dans les débiteurs au 30 septembre 2009 et au 31
décembre 2008.
(3) La juste valeur des dérivés sur gaz naturel a été calculée à l'aide
de la valeur actualisée des flux de trésorerie en fonction des prix
du marché et des courbes des contrats à terme pour les coûts du gaz
naturel, et a été comptabilisée dans les créditeurs au 30 septembre
2009 et au 31 décembre 2008.


La juste valeur des instruments financiers de la Société, y compris les instruments financiers dérivés, correspond à une estimation à un moment précis en fonction de renseignements actuels et pertinents concernant le marché pour ces instruments à la date des bilans. Les estimations ne sont pas précises, du fait qu'elles mettent en jeu des incertitudes et des questions de jugement et, par conséquent, elles pourraient ne pas être pertinentes aux fins de la prévision du bénéfice ou des flux de trésorerie futurs de la Société.

20. GESTION DU RISQUE FINANCIER

La Société est principalement exposée au risque de crédit, au risque d'illiquidité et au risque de marché en raison des instruments financiers qu'elle détient dans le cours normal des affaires.



Risque de crédit : Risque qu'une contrepartie à un instrument financier
manque à ses obligations contractuelles aux termes
de l'instrument financier.

Risque d'illiquidité : Risque qu'une entité éprouve des difficultés à
réunir les fonds nécessaires pour respecter ses
engagements aux termes des instruments financiers.

Risque de marché : Risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie
futurs liés à un instrument financier fluctuent en
raison des variations des cours du marché. La
Société s'expose aux risques du marché liés aux taux
de change, aux taux d'intérêt et aux prix des
marchandises.


Risque de crédit

En ce qui a trait à la trésorerie et aux équivalents de trésorerie, aux comptes clients et autres débiteurs et aux autres montants à recevoir des clients, la Société est exposée à un risque de crédit qui se limite à la valeur comptable au bilan. La Société possède généralement un bassin important et diversifié de clients, ce qui réduit la concentration du risque de crédit. La Société et ses filiales ont élaboré diverses politiques afin de réduire le risque de crédit, notamment l'exigence de vérifier les dépôts et le crédit de certains clients et d'effectuer des débranchements ou d'avoir recours à des agences de recouvrement indépendantes dans le cas de comptes en souffrance.

FortisAlberta fait face à une concentration de risque de crédit, car elle facture des services de distribution à un groupe relativement restreint de détaillants, de sorte que, au 30 septembre 2009, son exposition brute au risque de crédit s'établissait à environ 89 millions $, soit la valeur prévue de la facturation aux détaillants pour une période de 60 jours. La société a atténué son exposition à environ 2 millions $ en obtenant des détaillants un dépôt au comptant, une caution, une lettre de crédit ou une note de première qualité de la part d'une importante agence de notation, ou en obligeant le détaillant à obtenir une garantie financière auprès d'une entité dont la note est de première qualité.

Les sociétés Terasen Gas sont exposées à un risque de crédit en cas de défaut des contreparties à ses instruments financiers dérivés, y compris les dérivés sur gaz naturel. Les sociétés Terasen Gas sont également exposées à un risque de crédit élevé à l'égard des ventes réelles hors réseau. Pour atténuer le risque de crédit, les sociétés Terasen Gas traitent avec des institutions très solvables, conformément aux pratiques établies en matière d'approbation de crédit. Les contreparties avec lesquelles les sociétés Terasen Gas effectuent des opérations importantes ont une notation de A ou plus. La société a aussi recours à des conventions de compensation afin de réduire le risque de crédit et peut exiger seulement le règlement net si une telle clause existe.

L'analyse chronologique des débiteurs consolidés de la Société (excluant les instruments financiers dérivés comptabilisés dans les débiteurs) est présentée ci-dessous :



(en millions $)
Au Au Au Au Au
30 septembre 30 juin 31 mars 31 décembre 30 septembre
2009 2009 2009 2008 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Comptes qui ne sont
pas en souffrance 305 367 610 587 396
Comptes en souffrance
de 0 à 30 jours 35 53 93 70 43
Comptes en souffrance
de 31 à 60 jours 11 22 23 14 9
Comptes en souffrance
de 61 jours et plus 22 21 20 19 23
373 463 746 690 471
Moins : provision
pour créances douteuses (17) (18) (19) (16) (14)
356 445 727 674 457
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au 30 septembre 2009, d'autres montants à recevoir de clients de 7 millions $ (compris dans les autres actifs) seront reçus au cours des cinq prochains exercices et par la suite, soit une tranche de 2 millions $ qui devrait être reçue à l'exercice 1, une tranche de 3 millions $ aux exercices 2 et 3, une tranche de 1 million $ aux exercices 4 et 5, et une tranche de 1 million $ après l'exercice 5.

Risque d'illiquidité

La situation financière de la Société pourrait s'en ressentir si cette dernière ou ses filiales d'exploitation ne réussissaient pas à obtenir à des conditions économiques des fonds suffisants pour, entre autres, financer les dépenses en immobilisations et rembourser la dette au fur et à mesure des échéances. La capacité d'obtenir des fonds suffisants à des conditions économiques dépend de nombreux facteurs, y compris les résultats d'exploitation et la situation financière de la Société et de ses filiales, la situation des marchés financiers et du crédit bancaire, les notes attribuées par les agences de notation et la conjoncture économique générale.

Afin d'atténuer le risque d'illiquidité, la Société et ses entreprises de services publics réglementés les plus importantes ont obtenu des facilités de crédit consenties afin de maintenir le financement à court terme des dépenses en immobilisations et les besoins saisonniers de fonds de roulement.

La facilité de crédit consentie de Fortis est également disponible pour le financement provisoire des acquisitions et pour les besoins généraux de la Société. Selon le moment de la réception des paiements au comptant des filiales, il peut arriver que la Société fasse des emprunts sur sa facilité de crédit consentie afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes. Au 30 septembre, 2009, les échéances et les remboursements de la dette à long terme consolidée devraient atteindre en moyenne environ 157 millions $ par an au cours des cinq prochains exercices. Les facilités de crédit disponibles et les faibles volumes des échéances annuelles et des remboursements de la dette apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment des appels aux marchés financiers.

Au 30 septembre 2009, la Société et ses filiales avaient des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont une tranche d'environ 1,6 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.

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



Total
Services au 30 Total au
(en millions Siège social publics Fortis septembre 31 décembre
$) et autres réglementés Properties 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 645 1 496 13 2 154 2 228
Facilités de
crédit utilisées
Emprunts à
court terme - (335) (1) (336) (410)
Dette à long
terme (note 9) - (160) - (160) (224)
Lettres de crédit
en cours (1) (98) (1) (100) (104)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 644 903 11 1 558 1 490
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au 30 septembre 2009 et au 31 décembre 2008, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et de ses filiales étaient classés dans la dette à long terme. Ces emprunts ont été effectués sur les facilités de crédit consenties à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Siège social et autres

En mai 2009, Terasen a conclu une facilité de crédit renouvelable de 30 millions $ venant à échéance en mai 2011 pour remplacer sa facilité de crédit renouvelable consentie d'un montant engagé de 100 millions $ qui a expiré en mai 2009. Les modalités de la nouvelle facilité de crédit sont pratiquement les mêmes que celles de la facilité de crédit qu'elle remplace.

Services publics réglementés

Le 30 avril 2009, FortisBC a modifié sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $, y compris pour repousser l'échéance d'une tranche de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et celle d'une tranche de 100 millions $ de la facilité, de mai 2009 à mai 2010.

En mars 2009, Maritime Electric a renégocié sa facilité de crédit à vue de 50 millions $ et l'a convertie en facilité de crédit renouvelable consentie de 364 jours.

Le tableau suivant présente une analyse des échéances contractuelles des passifs financiers consolidés de la Société, y compris les dérivés, au 30 septembre 2009.



Echéant
Passifs financiers dans Echéant Echéant Echéant
moins de dans 2 et dans 4 et après
(en millions $) 1 an 3 ans 5 ans 5 ans Total
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à court terme 336 - - - 336
Comptes fournisseurs et
autres créditeurs 586 - - - 586
Dérivés sur gaz naturel(1) 99 26 4 - 129
Contrat de change à terme(2) 23 3 - - 26
Dividendes à verser 47 - - - 47
Dépôts de clients(3) 2 4 1 2 9
Dette à long terme, y compris
la tranche échéant à moins
d'un an(4) 127 368 288 4 593 5 376
Intérêts débiteurs sur la
dette à long terme 344 655 633 4 859 6 491
Actions privilégiées classées
comme dette - - 123 197 320
Obligations de paiement de
dividendes sur les actions
privilégiées, classées comme
intérêts débiteurs 17 33 26 19 95
--------------------------------------------------------------------------
1 581 1 089 1 075 9 670 13 415
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Les montants sont présentés d'après des flux de trésorerie bruts. Au
30 septembre 2009, les dérivés étaient comptabilisés dans les
créditeurs à la juste valeur de 126 millions $.
(2) Les montants sont présentés d'après des flux de trésorerie bruts. Au
30 septembre 2009, le contrat était comptabilisé dans les créditeurs
à la juste valeur de 1 million $.
(3) Les dépôts de clients étaient comptabilisés dans les crédits reportés
au 30 septembre 2009.
(4) A l'exclusion des frais financiers reportés de 39 millions $.


Risque de marché

Risque de change

Le bénéfice tiré des filiales étrangères autonomes de la Société et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition au moyen d'emprunts en dollars américains à l'échelle du siège social. Le gain ou la perte de change à la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains contrebalance en partie la perte ou le gain de change à la conversion du bénéfice des filiales étrangères de la Société, qui est libellé en dollars américains ou en une monnaie fondée sur le dollar américain. La monnaie de présentation de Belize Electricity est le dollar bélizien, alors que celle de Caribbean Utilities, de Fortis Turks and Caicos, de FortisUS Energy et de BECOL est le dollar américain. Le dollar bélizien est fondé sur le dollar américain à raison de 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US.

Au 30 septembre 2009, la totalité de la dette à long terme de 390 millions $ US de la Société était désignée comme couverture d'une tranche des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers. Au 30 septembre 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 169 millions $ US non encore couverts.

Les variations des taux de change liées à la conversion des emprunts en dollars américains de la Société qui sont désignés comme couvertures sont comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu et servent à contrebalancer les gains et les pertes de change latents sur les investissements nets dans des établissements étrangers, qui sont aussi comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu.

Les paiements de TGVI libellés en dollars américains en vertu d'un contrat pour la construction d'une installation de stockage de liquides de gaz naturel exposent TGVI à la variation du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. Pour couvrir cette exposition, TGVI a conclu un contrat de change à terme. TGVI a obtenu des organismes de réglementation l'approbation de reporter toute hausse ou baisse de la juste valeur du contrat de change à terme aux fins de son recouvrement auprès des clients, ou de son remboursement aux clients, dans les tarifs futurs.

Risque de taux d'intérêt

La Société et ses filiales sont exposées au risque de taux d'intérêt lié aux emprunts à court terme et aux emprunts à taux variable. La Société et ses filiales peuvent conclure des swaps de taux d'intérêt afin de réduire ce risque.

Au 30 septembre 2009, Fortis Properties a été partie à un swap de taux d'intérêt afin de fixer le taux d'intérêt de ses emprunts à taux variable. L'un des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties est arrivé à échéance en juillet 2009.

Les sociétés Terasen Gas et FortisBC ont obtenu des organismes de réglementation l'approbation de reporter toute hausse ou baisse des intérêts débiteurs découlant des fluctuations des taux d'intérêt se rapportant à leur dette à taux variable aux fins de son recouvrement auprès des clients, ou de son remboursement aux clients, dans les tarifs futurs.

Risque lié au prix des marchandises

Les sociétés Terasen Gas sont exposées au risque lié au prix des marchandises en raison des variations du prix du marché du gaz naturel. Ce risque est réduit en concluant des contrats dérivés sur gaz naturel qui permettent de fixer efficacement le prix du gaz naturel acheté. La stratégie de gestion du risque lié aux prix qu'ont établie les sociétés Terasen Gas vise à augmenter la probabilité que les prix du gaz naturel demeurent compétitifs par rapport aux tarifs d'électricité, à modérer l'incidence de la volatilité des prix du gaz sur les taux imposés aux clients et à réduire le risque d'écarts de prix à l'échelle régionale. Les contrats dérivés sur gaz naturel sont inscrits au bilan à la juste valeur, et toute variation de la juste valeur est reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve de l'approbation des organismes de réglementation, aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs.

21. ACQUISITION D'ENTREPRISES

Holiday Inn Select - Windsor

En avril 2009, Fortis Properties a acquis le Holiday Inn Select de Windsor en Ontario pour un prix d'acquisition total au comptant d'environ 7 millions $, y compris les frais d'acquisition. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'acquisition, d'après laquelle les résultats d'exploitation ont été consolidés dans les états financiers de Fortis à compter d'avril 2009.

La répartition du prix d'acquisition entre les actifs selon leur juste valeur s'est établie comme suit :



(en millions $) Total
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux actifs nets :
Biens productifs 7
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------


22. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

La Société et ses filiales sont parties à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. La direction estime que le montant exigible, le cas échéant, découlant de ces poursuites ne devrait pas avoir d'incidence importante sur sa situation financière ou ses résultats d'exploitation consolidés.

Les passifs éventuels de la Société sont conformes à ceux présentés dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour son exercice 2008 à l'exception de ceux décrits ci-dessous.

Société Exploits

La société Exploits exploitait deux centrales hydroélectriques non réglementées à Terre-Neuve d'une capacité combinée d'environ 140 MW. La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par Abitibi. 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. Etant donné la perte de contrôle des flux de trésorerie et des activités, Fortis a dû comptabiliser le placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation à compter du 13 février 2009. La quote-part du résultat constaté pour les neuf premiers mois de 2009 est équivalente aux montants qui auraient été constatés dans des conditions hydrologiques normales en l'absence d'expropriation. Des discussions sont en cours entre Fortis Properties et Nalcor Energy relativement aux questions liées à l'expropriation.

Terasen

Le 16 juillet 2009, Terasen a été nommée, avec d'autres défendeurs, dans une action en justice pour dommages à des propriétés et à des biens personnels, y compris la contamination des canalisations d'égout et les coûts de remise en état à la suite d'un bris de canalisations en juillet 2007. Terasen a déposé sa défense, mais la cause n'en est qu'à ses débuts; il est donc présentement impossible d'en déterminer le montant et l'issue.

Engagements

Il n'y a pas eu de changements importants de la nature ou du montant des engagements de la Société autres que ceux présentés dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour 2008, à l'exception de ceux décrits ci-dessous.

Les obligations liées aux contrats d'achat de gaz des sociétés Terasen Gas ont augmenté considérablement entre le 30 septembre 2009 et le 31 décembre 2008 en raison de la nécessité d'accroître les stocks en réserve pour l'hiver et de la nature saisonnière des activités de ces sociétés.

Le contrat d'achat ferme de Maritime Electric avec la Société d'énergie du Nouveau-Brunswick ("Energie NB"), qui prévoit, entre autres, la fourniture de l'énergie et de la capacité de remplacement pendant l'interruption de service pour la remise en état de la centrale nucléaire Pointe Lepreau d'Energie NB, a été prolongé jusqu'en décembre 2010. Le contrat devait arriver à échéance le 31 mars 2009. Au 30 septembre 2009, le contrat totalisait environ 60 millions $ jusqu'en décembre 2010.

Fortis Turks and Caicos a également conclu une entente avec un fournisseur visant l'achat de deux groupes électrogènes diesel d'une capacité combinée d'environ 17,5 MW pour quelque 12 millions $ US (13 millions $ CA) qui seront livrés en avril 2010 et en janvier 2011.

Belize Electricity a conclu un nouveau contrat d'achat d'électricité de 15 ans avec Belize Aquaculture Limited ("BAL"). Le contrat, qui vient à échéance en avril 2024, prévoit que BAL fournira une capacité de production pouvant atteindre 15 MW. Au 30 septembre 2009, le contrat totalisait environ 252 millions $ jusqu'en 2024.

Selon les dernières évaluations actuarielles achevées, les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société, y compris les montants pour services rendus au cours de l'exercice et pour la solvabilité ainsi que les montants spéciaux au titre de la capitalisation, devraient totaliser environ 22 millions $ pour 2009, 18 millions $ pour 2010, 6 millions $ pour 2011, 3 millions $ pour 2012 et 2 millions $ pour 2013. Ces montants au titre de la capitalisation des régimes de retraite comprennent des cotisations additionnelles établies dans le cadre des évaluations actuarielles en date du 31 décembre 2008 achevées au cours du premier trimestre de 2009 pour ce qui est des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société, et celles établies dans le cadre d'une évaluation actuarielle en date du 31 décembre 2007 portant sur un régime de retraite à prestations déterminées de Terasen, également achevée au cours du premier trimestre de 2009.

23. EVENEMENTS POSTERIEURS A LA DATE DU BILAN

En octobre 2009, FortisOntario a conclu l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., rebaptisée par la suite Algoma Power, pour un prix d'achat total d'environ 75 millions $, y compris la trésorerie acquise, sous réserve d'un ajustement. 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.
En octobre 2009, FortisAlberta a émis des débentures non garanties à 5,37 %, 30 ans, d'un capital de 125 millions $, dont le produit net servira à rembourser des emprunts sur une facilité de crédit consentie qui ont été utilisés principalement pour financer des dépenses en immobilisations et à des fins générales.

24. CHIFFRES CORRESPONDANTS

Certains chiffres correspondants ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation de la période considérée, dont le plus important est le reclassement dans les immobilisations de services publics de 48 millions $, antérieurement classés dans les autres actifs du bilan consolidé au 31 décembre 2008, relativement à la valeur comptable nette des montants payés à l'AESO pour les projets d'investissement dans le transport de FortisAlberta.

RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est la plus importante société de services publics de distribution appartenant à des investisseurs du Canada. Forte d'un actif avoisinant les 12 milliards $ et affichant des produits annuels totalisant 3,9 milliards $, la Société sert plus de 2 000 000 de 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. Par ailleurs, Fortis possède et exploite des entreprises de production non réglementées 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.



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Des renseignements supplémentaires, y compris la notice annuelle, la circulaire de la direction et le rapport annuel 2008 de Fortis, 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
    709-737-2800