Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

11 sept. 2009 15h56 HE

Fortis dégage un bénéfice de 53 millions $ au deuxième trimestre de 2009

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 10 sept. 2009) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a enregistré, pour son deuxième trimestre, un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 53 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, en comparaison d'un bénéfice de 29 millions $, ou 0,19 $ l'action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires depuis le début de l'exercice a été de 145 millions $, ou 0,85 $ l'action ordinaire, comparativement au bénéfice de 120 millions $, ou 0,77 $ l'action ordinaire, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

"Malgré une conjoncture économique difficile, Fortis a atteint des résultats positifs pour le trimestre, avec en tête les services publics réglementés au Canada", a expliqué M. Stan Marshall, président-directeur général, Fortis Inc.

Les résultats du deuxième trimestre de l'exercice précédent comprennent des charges non récurrentes d'environ 15 millions $ relativement à Belize Electricity et à FortisOntario. Excluant ces charges non récurrentes, le bénéfice a augmenté de 9 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent sous l'effet des contributions de FortisAlberta et des sociétés Terasen Gas, en partie contrebalancées par le bénéfice moins élevé des activités de production hydroélectrique non réglementée.

Les sociétés Terasen Gas ont contribué 14 millions $ au bénéfice pour le deuxième trimestre de 2009, en hausse de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse est principalement attribuable à une baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés et des frais financiers.

Quant aux services publics d'électricité réglementés au Canada, le bénéfice s'est établi à 39 millions $ pour le deuxième trimestre, en hausse de 13 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Excluant la charge non récurrente de 2 millions $ découlant de la remise au deuxième trimestre de 2008, d'un montant reçu à titre de remboursement dans le cadre d'ententes d'interconnexion de FortisOntario le bénéfice des services publics d'électricité réglementés au Canada a été plus élevé de 11 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse s'explique par une baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés et la croissance des investissements effectués dans l'infrastructure électrique par FortisAlberta.

En juin 2009, FortisOntario a conclu une entente visant l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., une société de distribution d'électricité qui sert approximativement 12 000 clients situés dans le district d'Algoma, dans le nord de l'Ontario, pour quelque 68 millions $, sous réserve d'un ajustement et des approbations réglementaires habituelles.

Au cours du deuxième trimestre de 2009, Terasen Gas, Terasen Gas (Vancouver Island) et FortisAlberta ont chacune 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.

Les services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes ont contribué 7 millions $ au bénéfice, comparativement à une perte de 5 millions $ subie au deuxième trimestre de 2008. Excluant la perte de 13 millions $ en 2008 associée à la décision de réglementation tarifaire de juin 2008 visant Belize Electricity, le bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a diminué de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats du trimestre ont reflété la baisse pour Belize Electricity du taux de rendement autorisé de l'actif de la base tarifaire, entrée en vigueur le 1er juillet 2008.

Les activités de production non réglementée de Fortis Generation ont contribué 3 millions $ au bénéfice, comparativement à 7 millions $ pour le deuxième 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 en gros moyen de l'énergie sur le marché dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Fortis Properties a contribué 8 millions $ au bénéfice, soit 1 million $ de plus qu'au deuxième trimestre de 2008, principalement en raison d'une contribution plus élevée de la division immobilière combinée à une réduction des charges d'exploitation du siège social, en partie contrebalancées par une contribution moins élevée de la division hôtelière, surtout attribuable à une baisse du taux d'occupation des hôtels. En avril 2009, Fortis Properties a acquis le Holiday Inn Select de Windsor en Ontario, qui compte 214 chambres, pour un montant d'environ 7 millions $. Fortis Properties possède maintenant 21 hôtels, comptant plus de 4 000 chambres, dans huit provinces canadiennes.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 18 millions $, ce qui est comparable aux charges du trimestre correspondant de 2008. La baisse des frais financiers, qui s'explique principalement par la diminution du volume des emprunts comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, a été largement compensée par l'augmentation des dividendes versés sur les actions privilégiées qui est attribuable à l'émission des actions privilégiées de premier rang, série G au cours du deuxième trimestre de 2008. 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 établis à 275 millions $ pour le deuxième trimestre, soit une augmentation de 232 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 504 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice, en hausse de 425 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les augmentations tiennent à une hausse des bénéfices et à des variations favorables du fonds de roulement de FortisAlberta et des sociétés Terasen Gas.

"Fortis et ses filiales ont réussi à obtenir des prêts à long terme à des taux intéressants pendant une période d'incertitude économique et de volatilité des marchés financiers à l'échelle mondiale, ce qui démontre la force de nos principales activités de services publics", a affirmé M. Marshall.

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 600 millions $, y compris par l'émission de débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital 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 7,06 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ par FortisAlberta, et de débentures non garanties à 6,55 %, 30 ans, d'un capital de 100 millions $ par Terasen Gas.

"Nos filiales se concentrent sur l'achèvement en 2009 de leurs projets d'immobilisations, qui totaliseront plus de 1 milliard $ cette année selon nos prévisions, précise M. Marshall. Ces investissements touchent principalement nos sociétés de services publics dans l'ouest du Canada et dans les Caraïbes. 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 par FortisAlberta, le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan de FortisBC et la centrale hydroélectrique de 19 mégawatts au Belize".

"Sur les cinq exercices allant de 2009 à 2013, notre programme de dépenses en immobilisations consolidées devrait totaliser environ 5 milliards $, dont la quasi-totalité sera financée par les filiales, a indiqué M. Marshall. Ces investissements ajouteront de la valeur pour la clientèle et les actionnaires, et renforceront la position de Fortis à titre de propriétaire de premier plan d'infrastructures énergétiques au Canada", a conclu M. Marshall.



Rapport de gestion intermédiaire
Pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2009
Le 5 août 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 périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 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 de 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 maintenir des licences et 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 périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 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 l'exige, la Société décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser toute 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 réglementée 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 six premiers mois terminés le 30 juin 2009, les services publics d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe d'électricité combinée d'environ 5 679 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 périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 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 deuxième trimestre et la période depuis le début de l'exercice terminés les 30 juin 2009 et 2008, sont présentés dans le tableau qui suit.



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Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
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(en millions $, sauf
le résultat par
action ordinaire et
le nombre d'actions
ordinaires en
circulation) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Produits 754 848 (94) 1 955 1 994 (39)
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Flux de trésorerie
d'exploitation 275 232 43 504 425 79
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Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 53 29 24 145 120 25
--------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire ($) 0,31 0,19 0,12 0,85 0,77 0,08
--------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,31 0,18 0,13 0,83 0,75 0,08
--------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(en millions) 170,0 157,0 13,0 169,7 156,8 12,9
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Bénéfice net sectoriel
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
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Services publics
réglementés de gaz
au Canada
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas(1) 14 12 2 72 70 2
--------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité
au Canada
FortisAlberta 17 7 10 29 18 11
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC(2) 7 7 - 21 19 2
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 11 10 1 17 16 1
--------------------------------------------------------------------------
Autres services
au Canada(3) 4 2 2 9 6 3
--------------------------------------------------------------------------
39 26 13 76 59 17
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Services publics
réglementés
d'électricité dans
les Caraïbes(4) 7 (5) 12 13 2 11
--------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées - Fortis
Generation(5) 3 7 (4) 9 13 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées - Fortis
Properties(6) 8 7 1 10 10 -
--------------------------------------------------------------------------
Siège social et autres(7) (18) (18) - (35) (34) (1)
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Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 53 29 24 145 120 25
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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) Comprend Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario est composée
de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara et de Cornwall Electric.
(4) Comprend 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 59,5 %, 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) 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, 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) Comprend 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 juin
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Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz (TJ) 36 451 45 324 (8 873) 114 421 123 508 (9 087)
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 289 390 (101) 958 1 025 (67)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 156 256 (100) 624 693 (69)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 62 62 - 129 123 6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 26 25 1 51 49 2
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 29 30 (1) 61 63 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 2 5 (3) 21 27 (6)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 14 12 2 72 70 2
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Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont diminué de 8 873 TJ, ou 19,6 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 9 087 TJ, ou 7,4 %, pour les six premiers mois de 2009 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les diminutions sont attribuables à la clientèle résidentielle de base de la société, principalement du fait de la baisse de la consommation moyenne résultant des températures plus élevées que la normale pendant le trimestre comparativement à des températures moins élevées que la normale pendant le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La diminution des volumes de gaz depuis le début de l'exercice a été atténuée par l'incidence favorable des températures plus basses que la normale au cours du premier trimestre de 2009 sur la consommation de la clientèle résidentielle. La diminution des volumes de gaz consommés par la clientèle résidentielle s'est établie à 5 071 TJ pour le trimestre et à 3 828 TJ pour les six premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. De plus, dans une moindre mesure, l'incidence du ralentissement économique généralisé a eu une incidence défavorable sur les volumes de gaz livrés aux clients ayant des contrats à prix fixe et les volumes transportés aux clients disposant de leur propre approvisionnement en gaz.

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 deuxième 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 1 200 clients, portant le total des clients des sociétés Terasen Gas à environ 932 500 en date du 30 juin 2009. Pour les six premiers mois de l'exercice 2009, le nombre de nouveaux clients, montant net, s'est élevée à environ 1 100, comparativement à environ 3 300 nouveaux clients pour la période correspondante de 2008. La croissance de la clientèle au premier semestre de 2009 a été moins forte qu'au même semestre 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 : Les produits ont diminué de 101 millions $ pour le trimestre et de 67 millions $ pour la période de six mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les diminutions s'expliquent 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 de 2009 reflètent 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 : Le bénéfice a augmenté de 2 millions $ pour le trimestre et de 2 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations sont principalement attribuables à un taux d'imposition effectif des sociétés moins élevé, à une baisse des frais financiers découlant de la diminution des taux d'emprunt et du recul des emprunts en vertu des facilités de crédit et à une 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 attribuable aux investissements continus dans les immobilisations. L'augmentation du bénéfice depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent a aussi été atténuée en partie par la montée des charges d'exploitation entraînée par des coûts de main-d'oeuvre et d'avantages sociaux accrus. La baisse du taux d'imposition effectif des sociétés vient surtout du fait que les déductions aux fins fiscales sont plus élevées par rapport aux déductions aux fins comptables.

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

FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Livraisons d'énergie
(GWh) 3 765 3 768 (3) 7 917 7 906 11
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 81 75 6 160 148 12
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 31 32 (1) 65 65 -
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 23 21 2 45 41 4
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 13 11 2 24 20 4
(Recouvrement) charge
d'impôts sur les
bénéfices des sociétés (3) 4 (7) (3) 4 (7)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 17 7 10 29 18 11
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont diminué de 3 gigawattheures ("GWh"), ou 0,1 %, au cours du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison du repli du nombre de clients du secteur du pétrole et du gaz et de la baisse de la consommation moyenne des clients du secteur commercial, le tout en partie compensé par un accroissement des clients des secteurs résidentiel, commercial, de l'exploitation agricole et de l'irrigation. Les livraisons d'énergie ont augmenté de 11 GWh, ou 0,1 %, 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, de l'exploitation agricole et de l'irrigation, et de l'incidence des températures moins élevées que la normale pendant le premier trimestre de 2009, en partie contrebalancés par un repli du nombre de clients des secteurs du pétrole et du gaz et une baisse de la consommation moyenne de cette même catégorie de clients. Le nombre de clients de FortisAlberta a augmenté de 3 600 pour atteindre environ 464 600 clients au premier semestre de 2009.

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 : Les produits ont progressé de 6 millions $ pour le trimestre et de 12 millions $ pour les six 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, et de l'incidence de la croissance de la charge et de la clientèle. 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.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 10 millions $ pour le trimestre et de 11 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés ainsi que l'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution imposés à la clientèle et la croissance globale de la charge et de la clientèle ont été en partie contrebalancées par : i) l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations; et ii) l'augmentation des frais financiers découlant d'un niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société, neutralisée en partie par l'incidence de la réduction des taux d'intérêt sur les emprunts sur les facilités de crédit. La baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés est principalement attribuable à 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 hausse 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. Une charge d'impôts futurs a donc été comptabilisée pendant le premier semestre de 2008. De plus, le recouvrement 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.

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.

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

FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 675 673 2 1 578 1 548 30
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 55 53 2 127 119 8
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 13 12 1 35 33 2
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 17 17 - 34 33 1
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 8 1 19 17 2
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 7 1 15 14 1
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 1 2 (1) 3 3 -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 7 - 21 19 2
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont augmenté de 2 GWh, ou 0,3 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 30 GWh, ou 1,9 % pour les six 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 : Les produits ont progressé de 2 millions $ pour le trimestre et de 8 millions $ pour la période de six mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les progressions s'expliquent par une hausse de 4,6 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er janvier 2009; une hausse de 0,8 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er mai 2008, résultant du transfert à la clientèle des coûts accrus d'achat d'électricité auprès de BC Hydro; et la croissance des ventes d'électricité. 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. La hausse des tarifs d'électricité et la croissance de la clientèle ont été atténuées par : i) l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique associée à la hausse des ventes d'électricité, la proportion plus élevée de l'électricité achetée par rapport à l'électricité produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société et la réception d'un produit d'assurance de 0,6 million $ au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent lié à une panne de turbine en 2006, en partie contrebalancées par l'incidence d'une baisse des prix moyens de l'électricité achetée; ii) l'augmentation de la dotation aux amortissement liée aux investissements continus dans les immobilisations; et iii) 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 et la hausse des frais de renouvellement des facilités de crédit, en partie contrebalancées par l'incidence de la baisse des taux d'intérêt des emprunts sur les facilités de crédit.

Le bénéfice a augmenté de 2 millions $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence des hausses des tarifs d'électricité et de la croissance de la clientèle a été en partie neutralisée par les mêmes facteurs que ceux décrits pour le trimestre ci-dessus, combinés à des charges d'exploitation plus élevées. La montée des charges d'exploitation est principalement attribuable au calendrier des projets d'entretien en 2009, à la hausse des coûts de main-d'oeuvre, aux augmentations inflationnistes générales des coûts et à la hausse des droits sur l'eau et des frais de transit.

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

Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 1 177 1 183 (6) 2 940 2 899 41
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 119 120 (1) 288 284 4
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 70 70 - 197 192 5
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 13 13 - 27 27 -
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 11 12 (1) 22 22 -
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 9 9 - 17 17 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 5 6 (1) 8 10 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 11 10 1 17 16 1
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power pour le trimestre ont diminué de 6 GWh, ou 0,5 %, 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 41 GWh, ou 1,4 %, 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.

Produits : 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, en partie compensés par un gain sur la vente de biens. Pour les six premiers mois de l'exercice, les produits ont dépassé de 4 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 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 augmenté de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison surtout de la baisse de la dotation aux amortissements, qui s'explique par une modification de la répartition trimestrielle de cette dotation, par l'incidence de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés et par le gain sur la vente de biens, en partie annulées par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité. En 2009, la répartition trimestrielle de la dotation est fondée sur les immobilisations en service alors qu'en 2008, elle était basée sur la marge sur ventes.

Le bénéfice a augmenté de 1 million $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout sous l'effet de l'incidence de la croissance des ventes d'électricité et de la baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés, en partie contrebalancées par l'incidence de la hausse des coûts encourus pour répondre à la demande de Newfoundland and Labrador Hydro ("Newfoundland Hydro"), suscitée par les pointes de demande de charge en hiver.

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.

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

Autres services publics d'électricité au Canada (non vérifié)(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 483 508 (25) 1 099 1 107 (8)
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 63 61 2 133 131 2
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 40 40 - 87 89 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 7 7 - 14 14 -
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 5 5 - 9 9 -
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 5 (1) 9 9 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 3 2 1 5 4 1
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 4 2 2 9 6 3
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada pour le trimestre ont diminué de 25 GWh, ou 4,9 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, puisque la consommation moyenne a diminué en raison essentiellement des températures plus basses que la normale enregistrées en Ontario et de l'incidence d'un ralentissement économique général. Les ventes d'électricité ont reculé de 8 GWh, ou 0,7 %, pour les six 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 pendant le deuxième trimestre de 2009, pour les raisons décrites ci-dessus pour le trimestre, en partie compensée par une augmentation de la consommation moyenne pendant le premier trimestre de 2009 en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent du fait des températures plus basses que la normale enregistrées en Ontario et à l'Ile-du-Prince-Edouard.

Produits : Les produits ont augmenté de 2 millions $ pour le trimestre et de 2 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. 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 diminué de 1 million $ au cours du trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 1 million $ au cours des six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence du recul des ventes d'électricité et du transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour FortisOntario a été en partie neutralisée par 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. 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.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 2 millions $ pour le trimestre et de 3 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport 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 été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent et a augmenté de 1 million $ pour les six 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") pour environ 1 million $. Grimsby est une société de distribution d'électricité qui sert environ 10 000 clients au sein d'un territoire de service situé tout près des installations de FortisOntario à Fort Erie.

En juin 2009, FortisOntario a conclu une entente visant l'acquisition de Great Lakes Power Distribution Inc., une société de distribution d'électricité qui sert approximativement 12 000 clients situés dans le district d'Algoma, dans le nord de l'Ontario pour quelque 68 millions $, sous réserve d'un certain ajustement et des approbations réglementaires habituelles.

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

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008(2)Variation 2009 2008(2) Variation
--------------------------------------------------------------------------
Taux de change moyen
entre le dollar
américain et le dollar
canadien(3) 1,17 1,01 0,16 1,20 1,01 0,19
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 293 276 17 540 534 6
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 82 78 4 165 153 12
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 45 64(4) (19) 91 104(4) (13)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 14 12 2 28 23 5
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 8 1 20 15 5
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 2 2 8 7 1
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 (1) 2 1 - 1
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 2 (2) 4 4 2 2
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Bénéfice 7 (5) 12 13 2 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 comparatifs de
2008 pour le deuxième trimestre et la période depuis le début de
l'exercice comprennent les résultats financiers de Caribbean Utilities
respectivement pour les périodes de trois et de six mois terminées le
30 avril 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 deuxième trimestre et
la période depuis le début de l'exercice terminés le 30 juin 2009 qui
se rapportent à Caribbean Utilities sont présentés pour le deuxième
trimestre et la période depuis le début de l'exercice terminés le 30
juin 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 17 GWh, ou 6,2 %, pour le deuxième trimestre, et de 6 GWh, ou 1,1 %, pour les six premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations sont principalement attribuables au caractère saisonnier des activités de Caribbean Utilities et, dans une moindre mesure, à la croissance de la clientèle. Pour Caribbean Utilities, les températures moyennes enregistrées au cours des périodes de trois et de six mois qui se terminent le 30 juin sont historiquement plus élevées que celles enregistrées au cours des périodes de trois et de six mois qui se terminent le 30 avril. Les résultats financiers comparatifs de 2008 pour le deuxième trimestre et pour la période depuis le début de l'exercice comprennent les résultats financiers de Caribbean Utilities pour respectivement les périodes de trois et de six mois terminées le 30 avril 2008, en raison du décalage de deux mois dans la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities avant le troisième trimestre de 2008. L'augmentation des ventes d'électricité a été contrebalancée 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, et des températures plus basses que la normale dans la région qui ont réduit la charge demandée pour la climatisation.

Produits : Les produits ont monté de 4 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change favorable d'environ 9 millions $ au deuxième trimestre de 2009 entraîné par la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, dû au raffermissement du dollar américain par rapport au dollar canadien comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, les produits du trimestre ont diminué d'environ 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les principaux facteurs ayant contribué à la diminution des produits comprennent : i) le transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities; ii) une baisse du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, entré en vigueur le 1er juillet 2008, reflétant la baisse du taux de rendement de l'actif de la base tarifaire ("RAB") autorisé par suite de la décision finale reçue en juin 2008 de l'organisme de réglementation; et iii) une modification de la méthode de comptabilisation des frais d'installation chez les clients pour Belize Electricity. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'incidence : i) de la hausse des ventes d'électricité; ii) de l'augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008; et iii) de l'augmentation de 2,4 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009.

Les produits ont monté de 12 millions $ pour les six 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 25 millions $ associés à l'effet de change favorable, les produits ont diminué d'environ 14 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les principaux facteurs ayant contribué à la diminution des produits comprennent : i) le transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos; ii) une baisse du volet DVA du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008; iii) une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, reflétant la diminution du RAB autorisé de Caribbean Utilities, en vertu de l'accord de principe avec le gouvernement des îles Caïmans et de la nouvelle licence exclusive de transport et de distribution accordée par la suite en avril 2008; et iv) une modification de la méthode de comptabilisation des frais d'installation chez les clients pour 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. Les facteurs ci-dessus ont été en partie contrebalancés par l'incidence : i) de l'augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008; ii) de l'augmentation de 2,4 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009; et iii) de la hausse des ventes d'électricité.

Bénéfice : La contribution au bénéfice pour le trimestre a augmenté de 12 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice pour le deuxième trimestre de 2008 avait baissé de 13 millions $, 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. Compte non tenu de l'incidence de cet élément non récurrent en 2008 et de l'effet de change favorable d'environ 1 million $ à la conversion des monnaies étrangères, la contribution au bénéfice pour le trimestre a reculé de 2 millions $ comparativement au trimestre correspondant 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, à l'augmentation de la dotation aux amortissements et à l'incidence favorable de la variation des coûts reportés du combustible sur les coûts de l'approvisionnement énergétique à Caribbean Utilities au deuxième trimestre 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 pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent a été compensée en partie par l'incidence de la hausse des ventes d'électricité et de la baisse des charges d'exploitation.

La contribution au bénéfice a augmenté de 11 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Excluant : i) l'élément non récurrent du deuxième trimestre de 2008 décrit ci-dessus; ii) un rajustement favorable non récurrent d'environ 1 million $ des coûts de l'approvisionnement énergétique à la suite 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 au cours du premier trimestre de 2009; iii) l'incidence favorable d'un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel pour Fortis Turks and Caicos à l'égard d'un litige sur le classement des tarifs imposés aux clients au cours du premier trimestre de 2009; et iv) l'effet de change favorable de quelque 2 millions $ à la conversion des monnaies étrangères, la contribution au bénéfice a reculé de 6 millions $ pour les six 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, à l'augmentation de la dotation aux amortissements et 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, comme il est décrit ci-dessus pour le trimestre. Le recul a été en partie contrebalancé par l'incidence de la croissance des ventes d'électricité, de la baisse des charges d'exploitation et de la baisse des frais financiers.

Compte non tenu de l'effet de change, la dotation aux amortissements a augmenté d'environ 1 million $ pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 2 millions $ pour les six 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 change, les charges d'exploitation ont diminué d'environ 1 million $ pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent et pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison du calendrier des charges d'entretien et de la baisse des frais généraux et administratifs.

Compte non tenu de l'effet de change, les frais financiers ont été comparables pour le trimestre et ont reculé d'environ 1 million $ pour les six 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, comme le lui a prescrit l'organisme de réglementation.

En juillet 2009, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos ont respectivement répondu à une demande de pointe record d'environ 96 MW et d'environ 29,5 MW. En mai 2009, Fortis Turks and Caicos a également 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 d'environ 17,5 MW pour quelque 12 millions $ US (13 millions $ CA), qui seraient 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 été moindres au cours des derniers mois 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 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 %, d'un capital total de 40 millions $ US, 15 ans, 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.

Le 22 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 59,5 %.

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

Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie (GWh) 141 312 (171) 398 600 (202)
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 9 22 (13) 25 41 (16)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique - 2 (2) 1 4 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 2 4 (2) 6 8 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 3 (1) 4 5 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 1 2 (1) 2 4 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés - 2 (2) 2 5 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 1 2 (1) 1 2 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 3 7 (4) 9 13 (4)
--------------------------------------------------------------------------
(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. Pour plus de
renseignements sur ces questions, voir la rubrique "Estimations
comptables critiques - Eventualités" du présent rapport de gestion.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont diminué de 171 GWh, ou 54,8 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 202 GWh, ou 33,7 %, pour les six premiers mois de 2009 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Comme prévu, les ventes d'énergie ont respectivement reculé de 109 GWh et de 112 GWh pour le deuxième trimestre et depuis le début de l'exercice, 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 le premier semestre 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 à un semestre complet en 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 du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, décrit ci-dessus, a été compensé en partie par l'incidence de l'accroissement de la production dans le nord de l'Etat de New York. Au recul des ventes d'énergie pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, décrit ci-dessus, s'est ajoutée l'incidence de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York, en partie annulée par l'incidence de la hausse de la production au Belize. Les niveaux de production sont tributaires des volumes des chutes de pluie. Au 31 juillet 2009, le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal.

Produits : Les produits ont reculé de 13 millions $ pour le trimestre et de 16 millions $ pour la période de six mois depuis le début de l'exercice 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") en Ontario, lequel s'était établi à 18,39 $ en avril 2009 comparativement à 49,00 $ en avril 2008 et à 36,83 $ pour la période de janvier à avril 2009 en regard de 49,70 $ pour la période correspondante en 2008; et iv) le fléchissement du prix moyen de gros du marché de l'énergie par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui a été de 33,36 $ US au deuxième trimestre de 2009 comparativement à 81,26 $ US au même trimestre de 2008, et de 39,07 $ US au premier semestre de 2009 par rapport à 77,06 $ US au premier semestre de 2008. Les produits ont également reculé pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, du fait de l'incidence de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York, compensée en partie par l'incidence de la hausse de la production au Belize. Les produits pour le trimestre et le semestre ont toutefois bénéficié respectivement de l'incidence favorable d'environ 1 million $ et 2 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 précédent.

Bénéfice : Le bénéfice a diminué de 4 millions $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les diminutions découlent principalement de la perte de produits due à l'expiration de l'entente d'échange d'eau contre de l'électricité qui touchait la centrale hydroélectrique Rankine et au fléchissement du prix moyen de gros du marché de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario. Pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, le bénéfice a également diminué, en raison de l'incidence de la baisse de la production dans le nord de l'Etat de New York, compensée en partie par l'incidence de la hausse de la production au Belize. Le bénéfice pour le trimestre et bénéfice pour le semestre ont toutefois profité de l'incidence favorable d'environ 1 million $ 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 0,2 million $ pour le deuxième trimestre et à 3,5 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à 3,6 millions $ et 7,5 millions $ pour les périodes correspondantes de 2008.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES


Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'hôtellerie 42 39 3 73 68 5
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 16 15 1 32 31 1
--------------------------------------------------------------------------
Total des produits 58 54 4 105 99 6
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 38 35 3 72 66 6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 3 1 8 7 1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5 6 (1) 11 12 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 3 3 - 4 4 -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 7 1 10 10 -
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Produits : Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 3 millions $ pour le trimestre et de 5 millions $ pour les six 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, qui compte 214 chambres, acquis en avril 2009 pour un montant de 7 millions $, en partie contrebalancée par une diminution des produits tirés des activités dans le Canada atlantique, en Ontario et dans l'ouest du Canada.

Le revenu par chambre disponible s'est établi à 83,15 $ pour le deuxième trimestre comparativement à 87,54 $ pour le trimestre correspondant en 2008, et à 74,03 $ depuis le début de l'exercice contre 77,68 $ 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 dans l'ouest du Canada.

Les produits tirés de l'immobilier ont progressé de 1 million $ pour le trimestre et pour les six premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, surtout en raison d'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 95,9 % au 30 juin 2009, contre 96,7 % au 30 juin 2008. Le recul du taux d'occupation tient principalement à une propriété dans une région rurale de Terre-Neuve.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 1 million $ comparativement au même trimestre de l'exercice précédent du fait de la contribution plus élevée de la division immobilière combinée à une réduction des charges d'exploitation du siège social, en partie neutralisées par la baisse de la contribution de la division hôtelière causée principalement par un recul des taux d'occupation. Le bénéfice pour les six premiers mois de l'exercice a été comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse de la contribution de la division immobilière et la diminution des charges d'exploitation de la société ont été largement contrebalancées par la baisse de la contribution de la division hôtelière, pour la raison décrite ci-dessus pour le trimestre.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 3 millions $ pour le trimestre et de 6 millions $ pour les six 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 des charges d'exploitation de la société et une diminution 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 en 2009 de l'amortissement de certaines charges d'exploitation importantes capitalisées qui sont recouvrables auprès des locataires.



SIEGE SOCIAL ET AUTRES

Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 7 5 2 14 12 2
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 4 3 1 7 6 1
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 3 1 2 5 4 1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 18 20 (2) 37 41 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (5) (4) (1) (9) (9) -
--------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions
privilégiées 5 3 2 9 4 5
--------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du secteur
Siège social et autres (18) (18) - (35) (34) (1)
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend 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.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Produits : Les produits ont augmenté de 2 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent et pour les six 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 été comparables à celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent et se sont établies à 1 million $ pour les six premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, l'augmentation des dividendes versés sur les actions privilégiées qui est attribuable à l'émission des 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 ("CWLP") ont été en partie contrebalancées par la diminution des frais financiers et l'augmentation des intérêts créditeurs intersociétés.

Les frais financiers du deuxième trimestre ont diminué au cours du trimestre et des six premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, par suite d'une baisse des emprunts sur les facilités de crédit et d'une baisse des taux d'intérêt sur ces emprunts, en partie absorbées 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.

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

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 :



---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
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


TGI British Columbia 35 8,37 8,62 8,47 Mécanisme
Utilities d'établissement
Commission des tarifs
("BCUC") fondé sur le
rendement ("ETR")
jusqu'en 2009 :
TGI : partage à
parts égales du
bénéfice
supérieur ou
inférieur au
RCP autorisé

TGVI BCUC 40 9,07 9,32 9,17 TGVI : retenue de
la totalité du
bénéfice
provenant des
charges
d'exploitation et
d'entretien moins
élevées que
prévu, mais aucun
allègement 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 37 8,51 8,75 8,51(1) Coût du
Alberta Commission ("AUC") service/RCP

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
points points points Formule
Public Utilities de de de d'ajustement
("PUB") base base base 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 du
l'Ontario ("CEO") service/RCP
(Canadian Niagara
Power) Cornwall
Electric -
Prix plafond
avec transfert
du coût des
marchandises
----------------
Contrat de Concession Année témoin
Concession future - à
(Cornwall compter de 2009
Electric)
---------------------------------------------------------------------------
Belize Public Utilities RAB Ententes de
Electri- Commission ("PUC") ---------------------- quatre ans
City s.o. 10,00- 10,00 10,00 à l'égard du
15,00 (2)coût 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.
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et demandes réglementaires
---------------------------------------------------------------------------
Service public
réglementé Description sommaire
---------------------------------------------------------------------------
TGI/TGVI - 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. 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
$.
- 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 débutera au cours de
l'été 2009.
- En juin 2009, la BCUC a approuvé la demande de TGI pour la
vente de gaz naturel liquéfié ("GNL") 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 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 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 145 millions $. 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 et du RCP autorisé,
comme dans la demande déposée auprès de la BCUC par TGI 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
prévue sur la composante livraison des tarifs de base
imposés à la clientèle de TGI pour 2010 et 2011, 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 la composante livraison des tarifs de
base imposés à la clientèle demeure inchangée pour la
période de deux ans qui débutera le 1er janvier 2010.
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FortisBC - 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 du
programme de dépenses en immobilisations de la société et
de la hausse des achats d'électricité entraînée par 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 3
%, l'excédent devrait être ajouté au FAP, ce qui plafonne
effectivement l'IPC à 3 %.
- 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. Des dépenses
en immobilisations de 16 millions $ additionnels sont
assujetties à d'autres processus réglementaires.
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FortisAlberta - 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, et une
ordonnance de l'AUC est prévue avant la fin de 2009.
- En décembre 2008, FortisAlberta a obtenu l'approbation
réglementaire 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 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 en 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 à la
fin de 2009, que l'AUC rendra une décision réglementaire
au printemps 2010 et que les tarifs imposés à la clientèle
seront approuvés avec prise d'effet à l'été 2010. La
demande de tarifs intermédiaires sera effectuée à
l'automne 2009.
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Newfoundland - En novembre 2008, le PUB a approuvé,
Power 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 au remplacement de
composantes âgées et détériorées du réseau d'électricité.
En juillet 2009, Newfoundland Power a déposé un ajout de
0,7 million $ à sa demande de budget d'immobilisations
pour 2009 qui a été approuvé par la PUC le 27 juillet
2009.
- 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 Power. La
diminution des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas
d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power en 2009.
- En mai 2009, Newfoundland Power a déposé une demande
tarifaire générale pour 2010 visant l'approbation d'une
augmentation moyenne globale d'environ 6,1 % des tarifs
d'électricité de base imposés à la clientèle, avec prise
d'effet le 1er janvier 2010. 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 867 millions $ pour 2010. Une audience à l'égard
de la demande est prévue pour l'automne 2009.
- En juin 2009, Newfoundland Power a déposé auprès du PUB sa
demande de budget d'immobilisations d'environ 65 millions
$ pour 2010.
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Maritime - En mars 2009, l'IRAC a approuvé la demande de tarifs de
Electric 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 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 outre approuvé,
telle qu'elle a été déposée, la demande de 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 aux clients résidentiels pour 2009 est une hausse
de 5,3 % d'après une consommation moyenne de 650 kWh par
mois.
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FortisOntario - 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. La
demande pour 2009 tenait compte d'une structure du capital
réputée comprendre 56,7 % de titres de créance et 43,3 %
de capitaux propres, et, comme l'exige la CEO, reflétait
un RCP préliminaire de 8,39 %. La demande proposait des
augmentations des tarifs de distribution de 4,9 %, 9,4 %
et 7,1 % respectivement pour Fort Erie, Gananoque et Port
Colborne, avec prise d'effet le 1er mai 2009. Les
augmentations proposées tenaient compte principalement de
l'incidence des mises à niveau du réseau de distribution.
- 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 mais qu'elle tiendrait une conférence
pour les intervenants en septembre 2009 pour passer en
revue la politique relative au coût du capital pour les
années à venir.
- En avril 2009, la CEO a délivré une ordonnance tarifaire
provisoire stipulant que les tarifs de distribution
d'électricité en vigueur de Canadian Niagara Power sont
maintenus comme tarifs intermédiaires, avec prise d'effet
le 1er mai 2009.
- En juillet 2009, la CEO a rendu une décision à l'égard de
la demande pour 2009 à l'égard de Fort Erie et de
Gananoque. La décision est entrée en vigueur le 1er mai
2009 et l'incidence sur la facturation débutera 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. La décision a confirmé que la structure du
capital réputée 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.
Canadian Niagara Power prévoit déposer une version
préliminaire de l'ordonnance tarifaire en août 2009
reflétant l'issue de la décision. Quant aux tarifs de Port
Colborne, une décision devrait être rendue à l'automne
2009.
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Belize - En juin 2008, la PUC a rendu sa décision finale à l'égard
Electricity 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
rajustement rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux
résultats financiers de l'exercice précédent de Belize
Electricity. En substance, le rajustement 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
rajuster mensuellement, avec un décalage de deux mois, la
composante coût 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 coût 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 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.
- En avril 2009, Belize Electricity a déposé sa demande de
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,
ce qui est actuellement prévu en octobre 2009. 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.
- Le ministre des Services publics du Belize a récemment
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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Caribbean - En janvier 2009, un plan quinquennal d'investissement en
Utilities immobilisations ("PII") modifié totalisant 246 millions $
US a été soumis à l'ERA. En mars 2009, l'ERA a approuvé le
PII 2009 de 48 millions $ US de la société. Les
investissements en immobilisations pour 2010 à 2013 font
encore l'objet d'une révision par l'ERA.
- En janvier 2009, Caribbean Utilities a présenté son
programme de sources d'énergie renouvelable appartenant à
la clientèle. Ce programme permet aux clients sur Grand
Caïman de brancher des systèmes d'énergie renouvelable au
réseau de distribution de la société et de produire leur
propre électricité à partir de sources d'énergie
renouvelable tout en demeurant branchés au réseau
électrique de Caribbean Utilities. La société a reçu de
nombreuses demandes de renseignements d'intéressés.
- 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.
- 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 juin 2009 et le 31 décembre 2008.

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Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 juin 2009 et le 31 décembre 2008
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Augmentation/
(diminution)
Compte du bilan (en millions $) Explication
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Trésorerie et 71 L'augmentation découle essentiellement
équivalents de des fonds en caisse associés à la
trésorerie partie du produit tiré du placement de
débentures d'un capital de 105 millions
$ fait par FortisBC en juin 2009, qui a
été employée pour aider à rembourser les
50 millions $ de débentures arrivées à
échéance en juillet 2009, et des soldes
de trésorerie plus élevés des sociétés
Terasen Gas.
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Débiteurs (232) La diminution est principalement
attribuable à l'incidence d'une baisse
saisonnière des ventes, ressentie
surtout par les sociétés Terasen Gas, 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 587 L'augmentation s'explique surtout par la
court et à long terme comptabilisation d'actifs réglementaires
de 538 millions $ au 30 juin 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 du premier semestre
de 2009.
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Stocks (95) La diminution a été entraînée par une
réduction saisonnière normale du gaz en
stock des sociétés Terasen Gas.
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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
Exploits River Hydro Partnership
("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 269 L'augmentation a trait essentiellement
services publics aux 474 millions $ investis dans les
réseaux d'électricité et de gaz, en
partie contrebalancés par
l'amortissement et les contributions de
la clientèle, pour la période de six
mois terminée le 30 juin 2009 combinés 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 (240) La diminution découle du remboursement
d'emprunts à court terme par TGI à même
une partie du produit de l'émission de
titres de créance à long terme, combiné
à la baisse des emprunts effectués par
les sociétés Terasen Gas en raison du
caractère saisonnier des activités.
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Créditeurs et charges (70) La diminution tient à une baisse des
à payer montants dus pour le gaz acheté et
l'électricité achetée respectivement par
les sociétés Terasen Gas et par
Newfoundland Power, en raison du
caractère saisonnier des activités, en
partie compensée par une augmentation de
76 millions $ associée à la variation de
la juste valeur de marché des swaps et
options sur gaz naturel des sociétés
Terasen Gas.
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Impôts sur les bénéfices (49) 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 76 L'augmentation s'explique surtout par la
court et à long terme comptabilisation de passifs
réglementaires de 49 millions $ au 30
juin 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 principalement lié au
report du bénéfice en sus du bénéfice
permis de TGVI au moyen du compte de
report de l'insuffisance des revenus, à
la baisse du coût du combustible et de
l'électricité achetés par Belize
Electricity au cours du premier semestre
de 2009, par rapport aux montants
récupérés dans les tarifs imposés à la
clientèle au cours de la même période,
et au report de l'incidence sur le
bénéfice de l'excédent de la
consommation réelle des clients sur la
consommation prévue aux sociétés
Terasen Gas.
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Passifs d'impôts futurs à 478 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 29 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.
---------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et 269 L'augmentation résulte essentiellement
obligations liées aux de l'émission de titres de créance à
contrats de location- long terme et de l'augmentation nette
acquisition (y compris la de 57 millions $ des emprunts sur les
tranche échéant à moins facilités de crédit consenties, en
d'un an) partie contrebalancées 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, au cours du premier semestre
de 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 30
millions $ US par Caribbean Utilities et
un placement de débentures de 105
millions $ par FortisBC.
---------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres 74 L'augmentation s'explique surtout par le
bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires pour les six mois terminés le
30 juin 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.
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


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 le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2009, comparativement aux mêmes périodes de 2008, et est suivi d'une analyse de la nature des variations des flux de trésorerie.



Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début de
la période 94 67 27 66 58 8
--------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés
à ce qui suit :
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 275 232 43 504 425 79
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (272) (203) (69) (482) (351) (131)
--------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 41 (37) 78 50 (73) 123
--------------------------------------------------------------------------
Effet de change sur les
soldes de trésorerie (1) - (1) (1) - (1)
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la fin de
la période 137 59 78 137 59 78
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



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 43 millions $ sur le trimestre correspondant de l'exercice précédent et une hausse de 79 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les hausses s'expliquent par une augmentation du bénéfice et des variations favorables du fonds de roulement à FortisAlberta et aux sociétés Terasen Gas.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement du trimestre ont monté de 69 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de l'augmentation des dépenses brutes en immobilisations en partie neutralisée par une baisse des contributions destinées à la construction à FortisAlberta. Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont accrus de 131 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Au cours du premier trimestre de 2008, TGI avait 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 117 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.

Les dépenses brutes en immobilisations se sont établies à 277 millions $ pour le deuxième trimestre de 2009, soit une hausse de 55 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et se sont élevées à 496 millions $ depuis le début de l'exercice, une croissance de 100 millions $ en regard de la période correspondante de l'exercice précédent. Ces augmentations sont attribuables à la hausse des dépenses en immobilisations de services publics engagées par FortisAlberta, les sociétés Terasen Gas et les sociétés de services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 41 millions $ pour le deuxième trimestre, comparativement à des flux de trésorerie affectés aux activités de financement de 37 millions $ pour le trimestre correspondant de 2008. L'augmentation des flux de trésorerie provenant des activités de financement résulte de la baisse des remboursements nets sur les emprunts à court terme, de la baisse des remboursements sur la dette à long terme et de la hausse des emprunts, montant net, sur les facilités de crédit consenties, le tout en partie contrebalancé par la diminution du produit tiré d'émissions de titres de créance à long terme et du produit tiré des émissions d'actions privilégiées.

Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 50 millions $ depuis le début de l'exercice, ce qui contraste avec les flux de trésorerie affectés aux activités de financement de 73 millions $ pour la même période de l'exercice précédent. L'augmentation des flux de trésorerie provenant des activités de financement est principalement attribuable à une baisse des remboursements sur la dette à long terme et à une hausse des emprunts, montant net, sur les facilités de crédit consenties, en partie contrebalancées par une augmentation des remboursements nets sur les emprunts à court terme et la diminution du produit tiré des émissions de titres de créance à long terme et du produit tiré des émissions d'actions privilégiées.

Les remboursements nets sur les emprunts à court terme ont atteint 89 millions $ pour le deuxième trimestre de 2009, soit 74 millions $ de moins que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La diminution est attribuable à Maritime Electric et aux sociétés Terasen Gas. Les remboursements nets sur les emprunts à court terme se sont établis à 239 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice, soit une hausse de 43 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 moins élevés effectués 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 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - 247(1) (247) 99(2) 496(1)(3)(397)
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta - 99(4) (99) 99(5) 99(4) -
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC 104(6) - 104 104(6) - 104
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 65(7) - 65 65(7) - 65
--------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric - 60(8) (60) - 60(8) (60)
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities 34(9) - 34 34(9) - 34
--------------------------------------------------------------------------
Divers - 3 (3) - 4 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Total 203 409 (206) 401 659 (258)
--------------------------------------------------------------------------
(1) 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.
(2) 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.
(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 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.
(5) 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.
(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 de fonds de roulement, ainsi qu'au
remboursement des débentures de 50 millions $ à 6,75 %, venues
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, de billets non garantis à 7,50 %, 15 ans, d'un
capital de 30 millions $ US. Le produit net a été affecté au
remboursement des emprunts à court terme et au financement des dépenses
en immobilisations.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------




Fortis Inc.
Remboursements sur la dette à long terme et obligations
liées aux contrats de location-acquisition (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas (63) (194) 131 (63) (194) 131
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities (16) - (16) (16) - (16)
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Properties (3) (3) - (5) (6) 1
--------------------------------------------------------------------------
Divers (3) (3) - (7) (5) (2)
--------------------------------------------------------------------------
Total (85) (200) 115 (91) (205) 114
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Emprunts (remboursements), montant net, sur les facilités
de crédit consenties (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis
Trimestres le début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation 2009 2008 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - 4 (4) - (261) 261
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 55 (74) 129 1 (2) 3
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC (36) 8 (44) (31) 8 (39)
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power (57) (34) (23) (27) (14) (13)
--------------------------------------------------------------------------
Siège social 90 (170) 260 114 (208) 322
--------------------------------------------------------------------------
Total 52 (266) 318 57 (477) 534
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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 deuxième trimestre de l'exercice précédent, un remboursement net de 170 millions $ sur la facilité de crédit consentie de la Société avait 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). Une partie du reste du produit tiré du placement d'actions privilégiées a été prêtée à court terme à Newfoundland Power pour le remboursement de certains emprunts effectués sur la facilité de crédit consentie, et l'autre partie a été affectée à d'autres fins générales du siège social.

Le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires a augmenté de 6 millions $ au cours du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 13 millions $ pour les six 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"). Le régime 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 44 millions $ pour le deuxième trimestre de 2009, en hausse de 4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et se sont élevés à 88 millions $ depuis le début de l'exercice, soit une hausse de 9 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 $ au premier et au deuxième trimestres de 2009, comparativement à 0,25 $ au premier et au deuxième trimestres de 2008.

Les dividendes sur actions privilégiées ont augmenté de 2 millions $ pour le trimestre et de 5 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice 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 juin 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.



Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
Au 30 juin 2009
-------------------------------------------------------------------------
De un De Plus
Moins an à quatre à de
(en millions $) Total d'un an trois ans cinq ans cinq ans
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 5 393 183 335 302 4 573
-------------------------------------------------------------------------
Poste de
transformation
Brilliant 62 3 5 5 49
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats d'achat
de gaz (en fonction
des prix des indices
au 30 juin 2009) 261 220 41 - -
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat
d'électricité
FortisBC 2 810 39 77 76 2 618
FortisOntario 533 45 94 99 295
Maritime Electric(1) 127 85 24 2 16
Belize Electricity(2) 273 16 29 33 195
-------------------------------------------------------------------------
Coût en capital 396 17 41 41 297
-------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les actifs
à utilisation commune
et les services
partagés 62 2 7 6 47
-------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux -
FortisBC 19 1 3 3 12
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats de location-
exploitation 158 18 33 28 79
-------------------------------------------------------------------------
Engagement d'acquisition
d'équipement - Caribbean
Utilities 11 11 - - -
-------------------------------------------------------------------------
Engagement d'acquisition
d'équipement - Fortis
Turks & Caicos(3) 13 1 12 - -
-------------------------------------------------------------------------
Divers 19 4 8 6 1
-------------------------------------------------------------------------
Total 10 137 645 709 601 8 182
-------------------------------------------------------------------------
(1) Reflète l'incidence de la prolongation jusqu'en décembre 2010 du
contrat d'achat ferme conclu avec Energie Nouveau-Brunswick ("Energie
NB") qui devait arriver 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.
(2) 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.
(3) 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.


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 juin 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 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 :




-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux
-------------------------------------------------------------------------
30 juin 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 426 58,9 5 468 59,5
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 7,2 667 7,3
-------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
attribuables aux
actionnaires ordinaires 3 120 33,9 3 046 33,2
-------------------------------------------------------------------------
Total 9 213 100,0 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 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.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



La modification de la structure du capital se rattache au bénéfice net attribuable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 57 millions $ pour les six premiers mois de 2009, combiné à des soldes de trésorerie plus élevés associés en grande partie à l'émission de titres de créance à long terme par FortisBC, et dont une partie du produit a contribué au remboursement de dettes venues à échéance après la fin du trimestre.

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)


Les notes 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 les niveaux d'endettement au niveau 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.

Au cours du premier semestre de 2009, les dépenses en immobilisations consolidées brutes ont totalisé 496 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour le premier semestre de 2009.




--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)(1)
Trimestre terminé le 30 juin 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
--------------------------------------------------------------------------
114 206 49 32 23 424 50 12 10 496
--------------------------------------------------------------------------
(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.

Les changements quant au niveau global, 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 devrait être achevée en août 2009.

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 comprendra des centres d'appel appartenant à la société 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 145 millions $.

FortisBC commencera la construction du projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan en août 2009 et prévoit la terminer en 2011. Le coût total du projet est présentement évalué à quelque 110 millions $, soit 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 170 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 juin 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 8 millions $ (14 millions $ BZ) au 30 juin 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 et elle a demandé les dispenses appropriées.

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, la récente 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 juin 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 juin 2009, Fortis et ses filiales avaient des facilités de crédit consolidées d'environ 2,2 milliards $, dont environ 1,6 milliard $ étaient inutilisés, y compris 456 millions $ inutilisés sur la facilité de crédit renouvelable consentie de 600 millions $ de la Société. 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)
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Services Total au Total au 31
Siège social publics Fortis 30 juin décembre
(en millions $) et autres réglementés Properties 2009 2008
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Total des
facilités de
crédit 645 1 501 13 2 159 2 228
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
utilisées :
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (170) - (170) (410)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à
long terme (144) (128) - (272) (224)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (1) (119) (1) (121) (104)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 500 1 084 12 1 596 1 490
--------------------------------------------------------------------------


En date des 30 juin 2009 et 31 décembre 2008, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et 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 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 portion de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et celle d'une portion 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.



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Fortis Inc.
Instruments financiers (non vérifié)
-------------------------------------------------------------------------
Au 30 juin 2009 Au 31 décembre 2008
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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) 5 393 5 649 5 122 5 040
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées
classées comme dette(2) 320 334 320 329
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(1) La valeur comptable au 30 juin 2009 exclut les frais financiers
reportés non amortis de 37 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 336
millions $ au 30 juin 2009 (valeur comptable de 347 millions $ et juste
valeur de 268 millions $ au 31 décembre 2008).
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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 juin 2009, la totalité de la dette à long terme de 407 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 juin 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 130 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 juin 2009 Au 31 décembre 2008
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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 $) $) $) $)
------------------------------------------------------------------------
Swaps de plus
taux petit
d'intérêt que 2 2 - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Contrat de
change à Approx.
terme 2 1 4 4 7 7
------------------------------------------------------------------------
Dérivés sur
gaz naturel :
------------------------------------------------------------------------
Swaps et Jusqu'à
options 5,25 223 (162) (162) (84) (84)
------------------------------------------------------------------------
Obligations
liées aux
contrats
d'achat de Jusqu'à
gaz 5,25 51 (6) (6) (8) (8)
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Les swaps de taux d'intérêt sont détenus par Fortis Properties et sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable, et viennent à échéance en juillet 2009 et en octobre 2010. La tranche efficace des variations de la juste valeur des swaps 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 55 millions $ US devant être payés en vertu d'un contrat visant la construction d'une installation de stockage de GNL.

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 juin 2009 et au 31 décembre 2008. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel de 168 millions $ était comptabilisée dans les créditeurs au 30 juin 2009 (juste valeur de 92 millions $ comptabilisée dans les créditeurs au 31 décembre 2008).

Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs 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 futurs selon les courbes de taux de change du marché futurs publiées. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel reflète les montants estimatifs selon les courbes publiées 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 juin 2009, la Société n'avait aucun arrangement hors bilan tels 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, sur la disponibilité de capitaux, ou sur 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 du premier semestre de 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 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 un 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 devrait diminuer la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner. 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. 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 fort de monter, puisque de nouveaux titres de créance à long terme devront être émis à des taux plus élevés, justifiés par les différentiels de taux qui se sont creusés, 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 570 millions $ par l'émission de titres de créance, 30 ans, à des taux variant de 6,10 % à 7,06 % et Caribbean Utilities a mobilisé 40 millions $ US par l'émission de billets, 15 ans, à 7,50 %. Les taux obtenus pour ces nouvelles émissions de titres de créance à long terme 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 recouverte 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 faibles RCP autorisés. Pour redresser la situation, 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 de TGI, 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 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 à l'égard des tarifs à imposer à la clientèle 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") procède également à 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 s'est traduite par une hausse d'environ 100 points de base du RCP autorisé pour 2008 de TQM. 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. L'ONE est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur de l'énergie au Canada. En septembre 2009, la CEO devrait tenir une conférence pour les intervenants pour passer 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.

Résultats d'exploitation : La réalisation d'une croissance interne des produits et du bénéfice de la division hôtelière de Fortis Properties pourrait poser 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, le niveau et les variations du tourisme et des activités connexes, qui sont étroitement liés à la situation économique, rejaillissent sur les ventes d'électricité puisqu'elles touchent la demande d'électricité des grands hôtels et des immeubles d'habitation en copropriété qui sont desservis par les services publics réglementés de la Société dans cette région. Par conséquent, les ventes d'électricité par les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes en 2009 devraient progresser d'environ 2 %, ce qui représente une diminution par rapport à la progression de 3 % présentée dans le rapport de gestion du premier 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 niveau 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. 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 devrait 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'auront 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 récents survenus sur les marchés financiers, 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 récents.

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.

Notations 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 actuelle 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, il n'y a eu aucune modification des notes de la Société et de ses filiales actuellement notées à l'exception de Newfoundland Power. En août 2009, Moody's a relevé de deux crans la notation de crédit des obligations hypothécaires de premier rang de Newfoundland Power, la faisant passer de Baa1 à A2. Moody's a également confirmé les notes en vigueur pour TGI, FortisAlberta et FortisBC; S&P a confirmé les notes en vigueur pour Maritime Electric et Caribbean Utilities; et DBRS a confirmé les notes en vigueur pour FortisBC et TGI.

MODIFICATIONS DE NORMES COMPTABLES

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.

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 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le trimestre et les six mois terminés le 30 juin 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. Par conséquent, 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 au Statement of Financial Accounting Standards No. 71 du FASB des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation. En date du 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 de respectivement 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 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'informations 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 261 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes des immobilisations de services publics de 259 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 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 mars 2009, le CNC a publié un deuxième exposé-sondage omnibus 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 par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et des montants présentés par la Société sur son bilan d'ouverture selon les IFRS au 1er janvier 2010.

La Société continue d'évaluer l'incidence de l'adoption des IFRS en 2011 sur la présentation de l'information financière. A l'heure actuelle, l'incidence totale sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne peut être raisonnablement établie ou estimée à la lumière de l'exposé-sondage récemment publié sur les activités à tarifs réglementés. La Société s'attend à devoir présenter beaucoup plus d'information en raison de l'adoption des IFRS et procède présentement à la détermination et à l'évaluation de ces informations additionnelles à fournir, et des modifications qui devront être apportées aux systèmes afin de compiler les informations à fournir.

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 à l'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 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 récemment 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 dans les processus d'affaires 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 un 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 en 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, 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 différences entre les IFRS et les PCGR du Canada, outre celles mentionnées plus loin à la rubrique "Incidences et décisions liées aux conventions comptables", peuvent encore être relevées en fonction d'une analyse plus détaillée effectuée 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.

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 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 toutefois 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".

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.

La Société a actuellement l'intention de ramener à la juste valeur le coût des hôtels appartenant à sa filiale non réglementée Fortis Properties au moment de la transition aux IFRS le 1er janvier 2010, 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 ci-dessous) après la transition.

Il est toutefois impossible à l'heure actuelle d'évaluer l'incidence définitive de l'application de l'IAS 16 par les filiales de la Société qui sont des services publics à tarifs réglementés, 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, soit le 1er janvier 2010. 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 a actuellement l'intention de 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 que 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" ("IAS37 "), 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. Selon les PCGR du Canada, le critère de comptabilisation est "selon toute probabilité", situé à un cran plus élevé que "probable". Il est donc possible que certains passifs éventuels répondant au critère de comptabilisation selon les IFRS n'auraient pas été comptabilisés selon les PCGR du Canada.

d) Avantages du personnel

La norme IAS 19, "Avantages du personnel" ("IAS 19"), exige que le coût des services passés liés aux régimes de retraite à prestations définies soit passé en charges sur une base accélérée; les coûts des services passés étant passés en charges immédiatement, lorsque les droits à prestations sont acquis, et comptabilisés sur une base linéaire jusqu'à l'acquisition des droits, lorsque les droits à prestations ne sont pas acquis. De plus, aux termes de l'IAS 19, 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.

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 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. 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 à tarifs réglementés de la Société 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. Les ajustements ci-dessus 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 sans 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 du Manuel 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 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 norme IFRS définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés et ne peut donc être pleinement déterminée à l'heure actuelle.

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 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. 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 l'interdiction de 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 six mois terminés le 30 juin 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.

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.

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 de la période de six mois terminée le 30 juin 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 premier et deuxième trimestres 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. Comme cette réclamation vient tout juste d'être déposée, il est présentement impossible d'en déterminer le montant et l'issue.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau ci-après présente les informations trimestrielles non vérifiées pour chacun des huit trimestres de la période du 30 septembre 2007 au 30 juin 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.



--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
net
attribuable
aux actions Résultat par action
Produits ordinaires ordinaire
Trimestre terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2009 754 53 0,31 0,31
--------------------------------------------------------------------------
31 mars 2009 1 201 92 0,54 0,52
--------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2008 1 182 76 0,48 0,46
--------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2008 727 49 0,31 0,31
--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2008 848 29 0,19 0,18
--------------------------------------------------------------------------
31 mars 2008 1 146 91 0,58 0,55
--------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2007 1 018 79 0,51 0,49
--------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 651 31 0,20 0,20
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Un résumé 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 de l'électricité achetée 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 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 aux premier et quatrième trimestres, et plus élevé aux deuxième et troisième trimestres par rapport aux mêmes périodes 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.

30 juin 2009 / 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 et des charges financières 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.

31 mars 2009 / 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 affectés 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.

31 décembre 2008 / 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 avaient inclus 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 revenus 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.

30 septembre 2008 / 30 septembre 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 49 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2008, par rapport à un bénéfice de 31 millions $, ou 0,20 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2007. Les résultats du troisième trimestre de 2008 comprennent une réduction d'impôts d'environ 7,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales de Terasen s'appliquant à des périodes antérieures. En excluant la réduction d'impôts de Terasen, le bénéfice du troisième trimestre de 2008 s'est établi à 41,5 millions $, ou 0,26 $ l'action ordinaire. En excluant l'élément non récurrent susmentionné, la croissance du bénéfice comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent tient surtout à la hausse du bénéfice de Newfoundland Power attribuable à la modification de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, de même qu'à l'augmentation de la production hydroélectrique non réglementée, à la hausse des bénéfices de FortisBC, amenée principalement par la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, et au bénéfice accru de FortisAlberta, surtout liée à des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés. L'augmentation a été en partie contrebalancée par la baisse du bénéfice des sociétés de services publics réglementés dans les Caraïbes, en raison d'une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité de Caribbean Utilities, à un RAB autorisé moins élevé pour Belize Electricity et à une perte de revenus pour Fortis Turks and Caicos en raison de l'incidence de l'ouragan Ike.

EVENEMENT POSTERIEUR A LA DATE DU BILAN

Le 2 juillet 2009, Fortis a émis des débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital de 200 millions $, dont 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 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 août 2009, la Société avait 170,3 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 août 2009 est le suivant :



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


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 six mois terminés les 30 juin 2009 et 2008
(non vérifié)


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

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 137 $ 66 $
Débiteurs 449 681
Charges payées d'avance 21 17
Actifs réglementaires (note 5) 217 157
Stocks (note 6) 134 229
Impôts futurs (note 14) 28 -
-------------------------------------------------------------------------
986 1 150

Autres actifs 172 230
Actifs réglementaires (note 5) 730 203
Impôts futurs (note 14) 39 54
Immobilisations de services publics 7 425 7 156
Biens productifs 552 540
Actifs incorporels (note 7) 260 270
Ecart d'acquisition 1 573 1 575
-------------------------------------------------------------------------

11 737 $ 11 178 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 19) 170 $ 410 $
Créditeurs et charges à payer 804 874
Dividendes à verser 47 47
Impôts à payer 17 66
Passifs réglementaires (note 5) 60 45
Versements pour la période au titre de la dette
à long terme et des obligations liées
aux contrats de location-acquisition (note 8) 185 240
Impôts futurs (note 14) 16 15
-------------------------------------------------------------------------
1 299 1 697

Crédits reportés 306 277
Passifs réglementaires (note 5) 462 401
Impôts futurs (note 14) 538 61
Dette à long terme et obligations liées aux
contrats de location-acquisition (note 8) 5 208 4 884
Part des actionnaires sans contrôle 137 145
Actions privilégiées 320 320
-------------------------------------------------------------------------
8 270 7 785
-------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (note 9) 2 474 2 449
Actions privilégiées 347 347
Surplus d'apport 9 9
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 6 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu
(note 11) (60) (52)
Bénéfices non répartis 691 634
-------------------------------------------------------------------------
3 467 3 393
-------------------------------------------------------------------------

11 737 $ 11 178 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Passifs éventuels et engagements (note 21)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestres Semestres
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 754 $ 848 $ 1 955 $ 1 994 $
-------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 319 439 1 026 1 107
Charges d'exploitation 187 182 379 361
Amortissement 92 86 183 169
-------------------------------------------------------------------------
598 707 1 588 1 637
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 156 141 367 357

Frais financiers (note
13) 88 90 176 181
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
sur les bénéfices des
sociétés et part des
actionnaires sans
contrôle 68 51 191 176

Impôts sur les bénéfices
des sociétés (note 14) 7 19 32 48
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part
des actionnaires sans
contrôle 61 32 159 128

Part des actionnaires
sans contrôle 3 - 5 4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 58 32 154 124

Dividendes sur
actions privilégiées 5 3 9 4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 53 $ 29 $ 145 $ 120 $
-------------------------------------------------------------------------
Résultat par action
ordinaire (note 9)
De base 0.31 $ 0.19 $ 0.85 $ 0.77 $
Dilué 0.31 $ 0.18 $ 0.83 $ 0.75 $

-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestres Semestres
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Solde au début de
la période 682 $ 603 $ 634 $ 551 $

Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 53 29 145 120
-------------------------------------------------------------------------
735 632 779 671

Dividendes sur actions
ordinaires (44) (40) (88) (79)
-------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de
la période 691 $ 592 $ 691 $ 592 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestres Semestres
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 58 $ 32 $ 154 $ 124 $
-------------------------------------------------------------------------

Autres éléments du
résultat étendu
(Pertes) gains de change
latents sur les
investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes (52) (3) (28) 13
Gains (pertes) sur
couvertures
d'investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes 40 3 22 (11)
(Charge) recouvrement
d'impôts sur les
bénéfices des sociétés (6) - (3) 2
-------------------------------------------------------------------------
Variation des (pertes)
gains de change latents,
déduction faite des
activités de couverture
et des impôts (note 11) (18) - (9) 4
-------------------------------------------------------------------------
Gains sur instruments
dérivés désignés comme
couvertures
de flux de trésorerie,
après impôts (note 11) 1 - 1 -
-------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 41 $ 32 $ 146 $ 128 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestres Semestres
2009 2008 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Retraité - note 2) (Retraité - note 2)
Activités d'exploitation
Bénéfice net 58 $ 32 $ 154 $ 124 $
Eléments sans effet sur
la trésorerie
Amortissement -
immobilisations de
services publics
et biens productifs 81 77 160 151
Amortissement -
actifs incorporels 9 9 20 18
Amortissement -
autres 2 - 3 -
Impôts futurs
(note 14) 4 12 7 15
Part des actionnaires
sans contrôle 3 - 5 4
Dépréciation des coûts
reportés de
l'électricité -
Belize Electricity - 18 - 18
Divers (4) 1 (7) (4)
Variation des actifs
et des passifs
réglementaires à
long terme 14 1 23 10
-------------------------------------------------------------------------
167 150 365 336
Variation du fonds de
roulement lié à
l'exploitation hors
trésorerie 108 82 139 89
-------------------------------------------------------------------------
275 232 504 425
-------------------------------------------------------------------------

Activités
d'investissement
Variation des autres
actifs et des crédits
reportés 2 (2) (5) (3)
Dépenses en
immobilisations de
services publics (264) (204) (474) (369)
Dépenses en
immobilisations de
biens productifs (6) (5) (11) (8)
Dépenses en
immobilisations
d'actifs incorporels (7) (13) (11) (19)
Apports sous forme
d'aide à la
construction 10 20 26 32
Produit de la vente
d'immobilisations - 1 - 16
Acquisition
d'entreprises (note 20) (7) - (7) -
-------------------------------------------------------------------------
(272) (203) (482) (351)
-------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme (89) (163) (239) (196)
Produit tiré de la
dette à long terme,
déduction faite des
frais d'émission 203 409 401 659
Remboursement de la
dette à long terme
et des obligations
liées aux contrats
de location-
acquisition (85) (200) (91) (205)
Emprunts (rembourse-
ments), montant net
sur les facilités de
crédit consenties 52 (266) 57 (477)
Emission d'actions
ordinaires, déduction
faite des frais 11 5 24 11
Emission d'actions
privilégiées, déduction
faite des frais - 223 - 223
Dividendes
Actions ordinaires (44) (40) (88) (79)
Actions privilégiées (5) (3) (9) (4)
Dividendes de
filiales versés
aux actionnaires
sans contrôle (2) (2) (5) (5)
-------------------------------------------------------------------------
41 (37) 50 (73)
-------------------------------------------------------------------------

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

Variation de la
trésorerie et des
équivalents de
trésorerie 43 (8) 71 1

Trésorerie et
équivalents de
trésorerie au début
de la période 94 67 66 58
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et
équivalents de
trésorerie à la fin
de la période 137 $ 59 $ 137 $ 59 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Informations supplémentaires sur les états des flux de trésorerie
consolidés (note 16)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


FORTIS INC.
NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES
Pour les trois mois et six mois terminés les 30 juin 2009 et 2008
(à moins d'indication contraire)
(non vérifié)


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 la 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 et de Port Colborne, en Ontario. FortisOntario exploite la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc. et Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited. 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 137 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 59,5 % 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 28 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 ("Newfoundland Hydro") 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 21).

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.

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'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. Par conséquent, 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 au Statement of Financial Accounting Standards No. 71 du FASB des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation. En date du 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 de respectivement 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 535 millions $ et 59 millions $; et une augmentation nette combinée des impôts à payer, des crédits reportés, des autres actifs, des immobilisations de services publics et de l'écart d'acquisition de 9 millions $ 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'informations 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 261 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes de 259 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 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 mars 2009, le CNC a publié un deuxième exposé-sondage omnibus 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 par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et des montants présentés au bilan d'ouverture IFRS au 1er janvier 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 sa situation financière et ses résultats d'exploitation futurs, y compris par l'examen des projets proposés par l'International Accounting Standards Board ("IASB") pouvant avoir une incidence sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS. En juillet 2009, l'IASB a publié un exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés, la publication de la norme définitive étant prévue en 2010. L'exposé-sondage 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 devrait diminuer la volatilité des bénéfices des services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner. En raison de l'incertitude liée à l'issue de cet exposé-sondage et à la norme définitive sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS, la Société est incapable d'effectuer une estimation raisonnable et de formuler une conclusion quant à l'incidence des différences, le cas échéant, entre la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS comparativement aux PCGR du Canada sur sa situation financière et ses résultats d'exploitation futurs. Fortis s'attend à devoir présenter des informations beaucoup plus étoffées en raison de l'adoption des IFRS et effectue présentement le recensement et l'évaluation des nouvelles exigences relatives aux informations à fournir, de même que des modifications qui devront être apportées aux systèmes pour compiler les informations exigées.

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 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, intitulé " Instruments financiers - informations à fournir ", pour ajouter de nouvelles obligations en matière d'information à fournir sur l'évaluation à la juste valeur des instruments financiers et pour améliorer les informations fournies au sujet du risque de liquidité. Les modifications s'appliquent aux états financiers annuels des exercices se terminant après le 30 septembre 2009. La Société présentera les informations additionnelles dans ses états financiers consolidés annuels vérifiés 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 six mois terminée le 30 juin 2009, à l'exception de ceux décrits aux notes 14 et 21 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-dessous et dans la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés 2008 de la Société.



Au Au
(en millions $) 30 juin 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires
Impôts futurs (note 2) 538 -
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas 112 76
Comptes de stabilisation tarifaire -
Services publics d'électricité 75 78
Report des charges de l'Alberta Electric
System Operator ("AESO") 66 64
Actif réglementaire lié aux régimes
d'avantages
complémentaires de retraite ("ACR") 55 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) 13 -
Coûts reportés des régimes de retraite 7 7
Nouvelle cotisation d'impôt du pipeline
Southern Crossing 7 7
Coûts de gestion de l'énergie 7 7
Amortissement reporté des immobilisations 6 8
Dégroupement des services destinés aux
clients résidentiels 5 7
Autres actifs réglementaires 38 37
--------------------------------------------------------------------------
Total des actifs réglementaires 947 360
Moins : tranche à court terme (217) (157)
--------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 730 203
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Au Au
(en millions $) 30 juin 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires
Provision pour coûts futurs d'enlèvement
d'actifs et de remise
en état des lieux 340 337
Impôts futurs (note 2) 49 -
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas 47 32
Comptes de stabilisation tarifaire -
Services publics d'électricité 16 9
Passifs d'incitatifs selon les règles
d'établissement des tarifs
fondées sur le rendement 15 13
Passif au titre des produits non facturés 14 15
Produits constatés d'avance liés au
pipeline Southern Crossing 6 9
Juste valeur du contrat de change à terme 4 7
Report des charges de retraite 4 4
Autres passifs réglementaires 27 20
--------------------------------------------------------------------------
Total des passifs réglementaires 522 446
Moins : tranche à court terme (60) (45)
--------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 462 401
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

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
seront déterminés par l'organisme de réglementation plus tard en 2009.

6. STOCKS

Au Au
(en millions $) 30 juin 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Gaz stocké 116 212
Matières et fournitures 18 17
--------------------------------------------------------------------------
134 229
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au cours des périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2009, des stocks respectivement de 156 millions $ et 624 millions $ ont été passés en charges et présentés dans les coûts de l'approvisionnement énergétique à l'état des résultats consolidé intermédiaire (256 millions $ et 693 millions $ respectivement pour les périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2008). Les stocks passés dans les charges d'exploitation se sont établis à 4 millions $ et 7 millions $ respectivement pour les périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2009 (3 millions $ et 6 millions $ respectivement pour les périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2008), dont des tranches de 2 millions $ et 4 millions $ respectivement au titre de coûts de nourriture et boissons à Fortis Properties (2 millions $ et 4 millions $ respectivement pour les périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2008).

7. ACTIFS INCORPORELS



Au 30 juin 2009
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Taux
d'amortis- Amortis- Valeur
sement sement comptable
(en millions $) (%) Coût cumulé nette
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Logiciels 1 - 5 318 (159) 159
Terrains, droits de
transport et droits sur
l'eau 1 - 17 130 (38) 92
Redevances de
franchisage, contrats
des clients et autres
actifs 3 - 22 16 (7) 9
--------------------------------------------------------------------------
464 (204) 260
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Au 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Amortis- Valeur
sement comptable
(en millions $) Coût cumulé nette
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Logiciels 310 (142) 168
Terrains, droits de
transport et droits sur
l'eau 127 (36) 91
Redevances de
franchisage, contrats
des clients et autres
actifs 16 (5) 11
--------------------------------------------------------------------------
453 (183) 270
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Pour le semestre terminé le 30 juin 2009 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, la Société n'a constaté aucune dépréciation des immobilisations incorporelles.

Les ajouts aux actifs incorporels se sont élevés à 7 millions $ et 11 millions $ respectivement pour les périodes de trois et six mois terminées le 30 juin 2009, dont environ 6 millions $ et 9 millions $ respectivement ont été développés à l'interne.

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

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



Au Au
(en millions $) 30 juin 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de location
acquisition 5 158 4 934
Classement à long terme des
facilités de crédit
consenties (note 19) 272 224
Frais de financement de la
dette reportés (37) (34)
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long
terme et des obligations liées
aux contrats de
location-acquisition 5 393 5 124
Moins : Versements pour la
période au titre de la dette à
long terme et des obligations
liées aux contrats de location
acquisition (185) (240)
--------------------------------------------------------------------------
5 208 4 884
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

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 clôturé la première tranche d'un placement privé de billets de premier rang non garantis à 7,50 %, d'un capital total de 40 millions $ US d'une durée de 15 ans. Le montant de la première tranche s'élevait à 30 millions $ US alors que celui de la seconde tranche, clôturée en juillet 2009, était de 10 millions $ US.

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

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 21). 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.

9. ACTIONS ORDINAIRES



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

Emises et en Au Au
circulation 30 juin 2009 31 décembre 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actions
ordinaires 170 311 2 474 169 191 2 449
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

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

Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 2009 30 juin 2009
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde
d'ouverture 169 759 2 462 169 191 2 449
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 16 - 31 1
Régime de
réinvestissement
des dividendes 194 5 564 13
Régime d'achat
d'actions des
employés 69 2 203 5
Régimes
d'options sur
actions 273 5 322 6
--------------------------------------------------------------------------
Solde de
clôture 170 311 2 474 170 311 2 474
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


A compter du 1er mars 2009, le régime de réinvestissement de 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 à 170,0 millions et à 157,0 millions respectivement pour les trimestres terminés le 30 juin 2009 et le 30 juin 2008, et à 169,7 millions et à 156,8 millions respectivement pour les six mois terminés les 30 juin 2009 et 30 juin 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 juin
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2009
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 53 170,0 0,31 $
------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres
potentiellement dilutifs :
Options sur actions - 0,7
Actions privilégiées (note 13) 4 13,9
Débentures convertibles 1 1,4
------------------------------------------------------------------------
58 186,0
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (2) (5,3)
Débentures convertibles (1) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 55 179,3 0,31 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2008
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 29 157,0 0,19 $
------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres
potentiellement dilutifs :
Options sur actions - 1,1
Actions privilégiées (note 13) 4 12,9
Débentures convertibles 1 1,4
------------------------------------------------------------------------
34 172,4
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (4) (12,9)
Débentures convertibles (1) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 29 158,1 0,18 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Cumul annuel au 30 juin
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2009
------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 145 169,7 0,85 $
------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres
potentiellement dilutifs :
Options sur actions - 0,7
Actions privilégiées (note 13) 8 13,9
Débentures convertibles 1 1,4
------------------------------------------------------------------------
154 185,7
Moins effets antidilutifs :
Débentures convertibles (1) (1,4)
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 153 184,3 0,83 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2008
------------------------------------------------------------------------

Nombre moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 120 156,8 0,77 $
------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres
potentiellement dilutifs :
Options sur actions - 1,1
Actions privilégiées (note 13) 8 12,9
Débentures convertibles 1 1,6
------------------------------------------------------------------------
129 172,4
Moins effets antidilutifs :
Débentures convertibles - -
------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 129 172,4 0,75 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


10. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

Au cours de la période de six mois terminée le 30 juin 2009, 30 336 unités d'actions différées ("UAD") ont été attribuées aux membres du conseil d'administration de la Société, soit la composante en 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.

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 juin 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.

11. 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 juin 2009 30 juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde Solde
d'ouver- Varia- Solde de d'ouver- Varia- Solde de
ture tion clôture ture tion clôture
(en millions $) 1er avril nette 30 juin 1er avril nette 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Pertes de
change
latentes,
déduction
faite des
activités de
couverture et
après impôts (37) (18) (55) (78) - (78)
(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 (43) (17) (60) (84) - (84)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Cumul annuel en 2009 Cumul annuel en 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde Solde
d'ouver- Varia- Solde de d'ouver- Varia- Solde de
ture 1er tion clôture ture tion clôture
(en millions $) janvier nette 30 juin 1er janvier nette 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains
de change
latent(e)s,
déduction faite
des activités
de couverture
et après impôts (46) (9) (55) (82) 4 (78)
(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) (8) (60) (88) 4 (84)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


12. 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 juin 2009 (7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2008 et à 13 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2009 (14 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2008). Le coût des arrangements à cotisations déterminées et des REER collectifs s'est établi à 2 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2009 (2 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2008), et à 6 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2009 (5 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2008).

13. FRAIS FINANCIERS



Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 30 juin
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Intérêts - Dette à long terme et
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition 86 85 170 168
- Emprunts à court terme 2 3 6 10
Intérêts imputés à la
construction (4) (2) (8) (4)
Intérêts gagnés - - - (1)
Dividendes sur les actions
privilégiées classées comme dette 4 4 8 8
--------------------------------------------------------------------------
88 90 176 181
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


14. 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 du total des actifs d'impôts futurs de respectivement 491 millions $ et 24 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 535 millions $ et 59 millions $; et une augmentation nette combinée des impôts à payer, des crédits reportés, des autres actifs, des immobilisations de services publics et de l'écart d'acquisition de 9 millions $, 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 juin 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Passif (actif) d'impôts futurs
Immobilisations de services publics 482 17
Biens productifs 26 26
Actifs réglementaires 30 35
Actifs incorporels 7 3
Autres actifs 24 2
Crédits reportés (43) (14)
Report de pertes en avant (29) (28)
Coûts d'émission d'actions et de financement de
la dette (6) (14)
Pertes de change latentes sur la dette à long
terme (1) (5)
Passifs réglementaires (3) -
--------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 487 22
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actif d'impôts futurs de l'exercice (28) -
Passif d'impôts futurs de l'exercice 16 15
Actif d'impôts futurs à long terme (39) (54)
Passif d'impôts futurs à long terme 538 61
--------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 487 22
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


L'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", à compter du 1er janvier 2009, a également entraîné une charge d'impôts futurs additionnelle, qui est de 9 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2009, et une réduction de la charge d'impôts futurs de 1 million $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 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 juin 2009 et depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2009.

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



Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 30 juin
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Impôts exigibles - Canada 3 7 25 33
--------------------------------------------------------------------------
Impôts futurs - Canada 13 12 6 15
(Moins) Plus : Ajustement réglementaire (9) - 1 -
--------------------------------------------------------------------------
4 12 7 15
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 7 19 32 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.



(en millions $, sauf Trimestre terminé le Cumul annuel au
indication 30 juin 30 juin
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 22 17 63 59
Dividendes sur actions
privilégiées 2 3 3 4
Ecart entre le taux canadien
prévu par la loi et les taux
applicables aux filiales
étrangères (4) 1 (7) (2)
Ecart entre les taux provinciaux
canadiens prévus par la loi
applicables aux filiales sous
différentes juridictions
canadiennes (1) (1) (4) (3)
Eléments capitalisés aux fins
comptables mais passés en
charges aux fins fiscales (10) (2) (20) (12)
Coûts des régimes de retraite - - (1) (1)
Divers (2) 1 (2) 3
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des
sociétés 7 19 32 48
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition effectif 10,3% 37,3% 16,8% 27,3%
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au 30 juin 2009, la Société avait des pertes autres qu'en capital 111 millions $ (104 millions $ au 31 décembre 2008), dont une 31 décembre 2008) n'a pas été constatée dans les états financiers reportées en avant viennent à échéance entre 2009 et 2029.



15. INFORMATION SECTORIELLE

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

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
------------------------ ------------------------------------------------
Trimestre Sociétés Total
terminé Terasen Electri Electri
le 30 juin 2009 Gas Fortis Fortis NF Autres -cité cité
(en millions $) - Canada Alberta BC Power Canada(1) Canada Caraïbes(2)
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 289 81 55 119 63 318 82
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 156 - 13 70 40 123 45
Charges
d'exploitation 62 31 17 13 7 68 14
Amortissement 26 23 9 11 5 48 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 45 27 16 25 11 79 14
Frais
financiers 29 13 8 9 4 34 4
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 2 (3) 1 5 3 6 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 2
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 14 17 7 11 4 39 7
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 14 17 7 11 4 39 7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 908 227 221 - 63 511 154
Actifs
identifiables 3 838 1 767 1 137 1 156 533 4 593 847
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 746 1 994 1 358 1 156 596 5 104 1 001
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 64 116 27 19 11 173 30
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé
le 30 juin
2008
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 390 75 53 120 61 309 78
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 256 - 12 70 40 122 64
Charges
d'exploitation 62 32 17 13 7 69 12
Amortissement 25 21 8 12 5 46 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 47 22 16 25 9 72 (6)
Frais
financiers 30 11 7 9 5 32 2
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 5 4 2 6 2 14 (1)
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 12 7 7 10 2 26 (5)
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 12 7 7 10 2 26 (5)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 909 227 221 - 63 511 130
Actifs
identifiables 3 587 1 414 933 983 501 3 831 683
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 496 1 641 1 154 983 564 4 342 813
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 56 79 26 17 10 132 23
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

Trimestre
terminé Siège Eliminations
le 30 juin 2009 Fortis Fortis social inter-
(en millions $) Generation Properties et autres sectorielles Consolidé
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 9 58 7 (9) 754
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique - - - (5) 319
Charges
d'exploitation 2 38 4 (1) 187
Amortissement 2 4 3 - 92
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 5 16 - (3) 156
Frais
financiers 1 5 18 (3) 88
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) - 3 (5) - 7
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 3
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 3 8 (13) - 58
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 3 8 (18) - 53
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition - - - - 1 573
Actifs
identifiables 207 577 141 (39) 10 164
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 207 577 141 (39) 11 737
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes (3) 4 5 1 - 277
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé
le 30 juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 22 54 5 (10) 848
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 2 - - (5) 439
Charges
d'exploitation 4 35 3 (3) 182
Amortissement 3 3 1 - 86
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 13 16 1 (2) 141
Frais
financiers 2 6 20 (2) 90
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2 3 (4) - 19
Part des
actionnaires
sans contrôle 2 - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 7 7 (15) - 32
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 3 - 3
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 7 7 (18) - 29
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition - - - - 1 550
Actifs
identifiables 239 539 116 (16) 8 979
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 239 539 116 (16) 10 529
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes (3) 4 5 2 - 222
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(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.


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
------------------------ ------------------------------------------------
Depuis le début
de l'exercice Sociétés Total
jusqu'au 30 Terasen Electri Electri
juin 2009 Gas Fortis Fortis NF Autres -cité cité
(en millions $) - Canada Alberta BC Power Canada(1) Canada Caraïbes(2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 958 160 127 288 133 708 165
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 624 - 35 197 87 319 91
Charges
d'exploitation 129 65 34 27 14 140 28
Amortissement 51 45 19 22 9 95 20
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 154 50 39 42 23 154 26
Frais
financiers 61 24 15 17 9 65 8
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 21 (3) 3 8 5 13 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 72 29 21 17 9 76 13
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 72 29 21 17 9 76 13
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 908 227 221 - 63 511 154
Actifs
identifiables 3 838 1 767 1 137 1 156 533 4 593 847
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 746 1 994 1 358 1 156 596 5 104 1 001
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 114 206 49 32 23 310 50
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30
juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 025 148 119 284 131 682 153
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 693 - 33 192 89 314 104
Charges
d'exploitation 123 65 33 27 14 139 23
Amortissement 49 41 17 22 9 89 15
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 160 42 36 43 19 140 11
Frais
financiers 63 20 14 17 9 60 7
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 27 4 3 10 4 21 -
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 2
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte
nette) 70 18 19 16 6 59 2
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 70 18 19 16 6 59 2
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 909 227 221 - 63 511 130
Actifs
identifiables 3 587 1 414 933 983 501 3 831 683
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 496 1 641 1 154 983 564 4 342 813
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 96 151 50 30 17 248 34
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30 Siège Eliminations
juin 2009 Fortis Fortis social inter-
($ millions) Generation Properties et autres sectorielles Consolidé
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 25 105 14 (20) 1 955
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 1 - - (9) 1 026
Charges
d'exploitation 6 72 7 (3) 379
Amortissement 4 8 5 - 183
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 14 25 2 (8) 367
Frais
financiers 2 11 37 (8) 176
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2 4 (9) - 32
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 9 10 (26) - 154
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 9 - 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 9 10 (35) - 145
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition - - - - 1 573
Actifs
identifiables 207 577 141 (39) 10 164
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 207 577 141 (39) 11 737
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 11 10 1 - 496
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Depuis le début
de l'exercice
jusqu'au 30
juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 41 99 12 (18) 1 994
Coût de
l'approvision
-nement
énergétique 4 - - (8) 1 107
Charges
d'exploitation 8 66 6 (4) 361
Amortissement 5 7 4 - 169
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 24 26 2 (6) 357
Frais
financiers 4 12 41 (6) 181
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 5 4 (9) - 48
Part des
actionnaires
sans contrôle 2 - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 13 10 (30) - 124
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 4 - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 13 10 (34) - 120
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition - - - - 1 550
Actifs
identifiables 239 539 116 (16) 8 979
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 239 539 116 (16) 10 529
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes(3) 7 8 3 - 396
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(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 trimestres et semestres terminés les 30 juin 2009 et 2008 sont décrites ci-dessous.



Opérations intersectorielles Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 30 juin
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis Generation aux
Services publics d'électricité
réglementés dans les Caraïbes 4 4 8 7
Ventes de Fortis Generation aux
autres services publics
d'électricité au Canada 1 1 1 1
Ventes de Newfoundland Power à
Fortis Properties 1 1 2 2
Frais financiers intersectoriels
relatifs aux emprunts suivants :
Du siège social aux services publics
réglementés au Canada - 1 1 1
Du siège social aux services publics
réglementés dans les Caraïbes 1 2 3 2
Du siège social à Fortis Properties 2 2 4 4
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


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

Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 30 juin
(en millions $) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Intérêts payés 99 102 184 181
Impôts sur les bénéfices payés 15 3 80 10
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


17. 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 juin 2009 31 décembre 2008
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition
(déduction faite de la
trésorerie)(1) 5 426 58,9 5 468 59,5
Actions privilégiées(2) 667 7,2 667 7,3
Capitaux propres
attribuables aux
actionnaires
ordinaires 3 120 33,9 3 046 33,2
------------------------------------------------------------------------
Total 9 213 100,0 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 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 juin 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 les ratios financiers de certaines clauses restrictives à l'égard de prêts totalisant 8 millions $ (14 millions $ BZ) au 30 juin 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 et elle a demandé les dispenses appropriées.

Comme les actifs hydroélectriques et les droits d'usage de l'eau de la société Exploits ont été fournis à titre de garantie pour son prêt à terme, la récente expropriation de ces actifs et de ces droits par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a entraîné un cas de défaut en vertu du prêt. Le prêt est sans recours contre Fortis et s'élevait à environ 60 millions $ au 30 juin 2009. Les prêteurs du prêt à terme n'ont pas exigé un remboursement anticipé. Se reporter aux notes 8 et 21 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 19.

18. INSTRUMENTS FINANCIERS

Juste valeur

Au cours des six mois terminés le 30 juin 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 annuels consolidés 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 juin 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 5 393 5 649 5 122 5 040
d'un an(1),(2)
Actions privilégiées classées
comme dette(1),(3) 320 334 320 329
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la
méthode du taux d'intérêt effectif.
(2) La valeur comptable au 30 juin 2009 exclut les frais financiers reportés
non amortis de 37 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 336 millions $ au 30 juin
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 juin 2009
Durée
jusqu'à Valeur Juste valeur
l'échéance Nombre de comptable estimative
Actif (passif) (années) contrats (en millions $) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swaps de taux less than 2
d'intérêt(1) 2 - -
Contrat de change à
terme(2) Approx.2 1 4 4
Dérivés sur gaz
naturel :(3)
Swaps et options Jusqu'à 5,25 223 (162) (162)
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz Jusqu'à 2,25 51 (6) (6)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Au
31 décembre 2008

Valeur Juste valeur
comptable estimative
Actif (passif) (en millions $) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swaps 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) Les swaps de taux d'intérêt viennent à échéance en juillet 2009 et en
octobre 2010. Les swaps fixent le taux d'intérêt des facilités de crédit
non renouvelables de Fortis Properties à respectivement 6,16 % et
5,32 %.
(2) La juste valeur des contrats de change à terme était comptabilisée dans
les débiteurs au 30 juin 2009 et au 31 décembre 2008.
(3) La juste valeur des dérivés sur gaz naturel a été comptabilisée dans les
créditeurs au 30 juin 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.

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

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

Risque de Risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie futurs
marché 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 juin 2009, son exposition brute au risque de crédit s'établissait à environ 88 millions $, soit la valeur prévue de la facturation aux détaillants pour une période de 60 jours. La Société a atténué son exposition à environ 3 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 peuvent 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 :



Au Au Au Au
(en millions $) 30 juin 2009 31 mars 2009 31 décembre 2008 30 juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Comptes qui ne
sont pas
en souffrance 367 610 587 431
Comptes en
souffrance de
0 à 30 jours 53 93 70 66
Comptes en
souffrance de
31 à 60 jours 22 23 14 18
Comptes en
souffrance de
61 jours et
plus 21 20 19 22
--------------------------------------------------------------------------
463 746 690 537
Moins :
provision pour
créances
douteuses (18) (19) (16) (14)
--------------------------------------------------------------------------
445 727 674 523
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Au 30 juin 2009, d'autres montants à recevoir de clients de 7 millions $ (inclus dans les autres actifs) et le débiteur lié au contrat de change à terme de 4 millions $ (inclus dans les débiteurs) étaient à recevoir au cours des cinq prochains exercices, soit une tranche de 6 millions $ qui devrait être reçue en 2009, une tranche de 3 millions $ qui devrait être reçue en 2010 et en 2011, une tranche de 1 million $ qui devrait être reçue en 2012 et en 2013, et une tranche de 1 million $ qui devrait être reçue en 2014.

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 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, la Société peut devoir faire des emprunts sur sa facilité de crédit consentie de temps à autre afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes. Au cours des cinq prochains exercices, les échéances moyennes annuelles consolidées de la dette à long terme et les remboursements devraient être d'environ 170 millions $. 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 juin 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 récapitule les facilités de crédit de la Société et de ses filiales.



Services Total au Total au
(en millions Siège social publics Fortis 30 juin 31 décembre
$) et autres réglementés Properties 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités de
crédit 645 1 501 13 2 159 2 228
Facilités de
crédit utilisées :
Emprunts à
court terme - (170) - (170) (410)
Dette à long
terme
(note 8) (144) (128) - (272) (224)
Lettres de
crédit en
cours (1) (119) (1) (121) (104)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
disponibles 500 1 084 12 1 596 1 490
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Aux 30 juin 2009 et 31 décembre 2008, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et 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 de 30 millions $ venant à échéance en mai 2011 pour remplacer sa facilité de crédit renouvelable consentie de 100 millions $ échue 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 portion de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et celle d'une portion 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 consentie renouvelable de 364 jours.

Le tableau suivant présente une analyse des échéances contractuelles des passifs financiers de la Société au 30 juin 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 170 - - - 170
Comptes fournisseurs et autres
créditeurs 636 - - - 636
Dérivés sur gaz naturel(1) 110 57 1 - 168
Dividendes à verser 47 - - - 47
Dépôts de clients(2) 2 4 1 2 9
Dette à long terme, y compris
la tranche
échéant à moins d'un an(3) 183 335 302 4 573 5 393
Intérêts débiteurs sur la
dette à long terme 333 651 615 4 640 6 239
Actions privilégiées classées
comme dette - - 123 197 320
Obligations de paiement de
dividendes sur les
actions privilégiées,
classées comme intérêts
débiteurs 17 33 28 21 99
--------------------------------------------------------------------------
1 498 1 080 1 070 9 433 13 081
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Les dérivés sur gaz naturel ont été comptabilisés dans les créditeurs
au 30 juin 2009.
(2) Les dépôts de clients ont été comptabilisés dans les crédits reportés
au 30 juin 2009.
(3) A l'exclusion des frais financiers reportés de 37 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 juin 2009, la totalité de la dette à long terme de 407 millions $ US de la Société était désignée comme couverture d'une tranche des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers. Au 30 juin 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 130 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.

Pendant le premier semestre de 2009, Fortis Properties a été partie à deux swaps de taux d'intérêt afin de fixer les taux d'intérêt de ses emprunts à taux variable.

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.

20. 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 :



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


21. 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 la comptabilisation à la valeur de consolidation à compter du 13 février 2009. La quote-part du résultat constaté au cours des premier et deuxième trimestres 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 propriétés personnels, y compris la contamination de canalisations d'égout et les coûts de remise en état à la suite du bris de canalisations en juillet 2007. Comme cette réclamation vient tout juste d'être déposée, il est 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.

Au cours du deuxième trimestre, 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 juin 2009, le contrat totalisait environ 106 millions $ jusqu'en décembre 2010.

Fortis Turks and Caicos a conclu avec un fournisseur une entente visant l'achat de deux groupes diesel d'une capacité combinée d'environ 17,5 MW pour quelque 12 millions $ US (13 millions $ CA) dont la livraison est prévue 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 juin 2009, le contrat totalisait environ 258 millions $ jusqu'en 2024.

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.

22. EVENEMENT POSTERIEUR A LA DATE DU BILAN

Le 2 juillet 2009, Fortis a émis 200 millions $ de débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans. Le produit net a été affecté au remboursement de la totalité de la dette engagée en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société et aux fins générales du siège social.

23. 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 au Canada. Avec un actif total atteignant presque 12 milliards $ et 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.



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

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


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