Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

26 août 2010 16h53 HE

Fortis dégage un bénéfice de 55 millions $ au deuxième trimestre

ST. JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 26 août 2010) - Fortis Inc. (« Fortis » ou la « Société ») (TSX:FTS) a dégagé, pour son deuxième trimestre, un bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 55 millions $, ou 0,32 $ par action ordinaire, en hausse de 2 millions $ comparativement à un bénéfice de 53 millions $, ou 0,31 $ par action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2009. Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires depuis le début de l'exercice a été de 155 millions $, ou 0,90 $ par action ordinaire, en hausse de 10 millions $ comparativement au bénéfice de 145 millions $, ou 0,85 $ par action ordinaire, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Le rendement pour le trimestre est attribuable aux sociétés Terasen Gas et à FortisBC, neutralisé en partie par une hausse des dépenses du siège social.

L'apport des sociétés Terasen Gas au bénéfice a été de 17 millions $, soit 3 millions $ de plus qu'au deuxième trimestre de 2009, en raison notamment d'une augmentation du taux de rendement des capitaux propres (« RCP ») autorisé en actions ordinaires et d'une hausse de la composante capitaux propres de la structure du capital totale (« composante capitaux propres ») chez Terasen Gas Inc. (« TGI »). En raison du caractère saisonnier des activités, les sociétés Terasen Gas réalisent la majeure partie de leur bénéfice annuel au premier et au quatrième trimestres.

L'apport au bénéfice des entreprises de services publics d'électricité réglementés au Canada a été de 40 millions $, en hausse de 1 million $ par rapport au deuxième trimestre de 2009. La hausse est liée à la contribution accrue de FortisBC résultant d'un RCP autorisé plus élevé et de la croissance des investissements dans les infrastructures électriques, et est neutralisée en partie par un recul des ventes d'électricité attribuable aux températures moins élevées qui ont régné en juin 2010. Le bénéfice de FortisAlberta pour le trimestre est comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation du RCP autorisé et de la composante capitaux propres de FortisAlberta, en comparaison de celle reflétée dans le bénéfice pour le deuxième trimestre de 2009, conjuguée à la croissance des investissements dans les infrastructures électriques et des clients, a été compensée surtout par une baisse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés et le recul des produits nets tirés du transport.

L'apport au bénéfice des entreprises de services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes a été de 7 millions $, ce qui est comparable à celui constaté pour le deuxième trimestre de 2009. À l'exclusion de l'incidence défavorable d'environ 1 million $ des taux de change associée à l'affaiblissement du dollar américain par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, le bénéfice a augmenté d'environ 1 million $ par rapport au même trimestre de l'exercice précédent. L'augmentation résulte principalement de la croissance des ventes d'électricité, attribuable aux températures plus élevées enregistrées, à la croissance de la clientèle et à une amélioration du tourisme dans les îles Turks et Caicos, neutralisée en partie par des taxes d'affaires plus élevées à Belize Electricity et un accroissement des frais financiers.

L'apport au bénéfice des activités de production non réglementées de Fortis Generation a été de 3 millions $, ce qui est comparable a celui constaté pour le deuxième trimestre de 2009. À l'exclusion de l'incidence défavorable d'environ 1 million $ des taux de change, le bénéfice a augmenté d'environ 1 million $ par rapport au même trimestre de l'exercice précédent. L'augmentation du bénéfice est principalement attribuable à une hausse de la production hydroélectrique au Belize par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet de la mise en service, en mars 2010, de la centrale hydroélectrique Vaca, et à une baisse des frais financiers.

Fortis Properties a dégagé un bénéfice de 8 millions $, ce qui se compare au deuxième trimestre de 2009.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 20 millions $, par rapport à 18 millions $ pour le trimestre correspondant de 2009. La hausse découle principalement des dividendes associés aux actions privilégiées de premier rang, série H, émises en janvier 2010 et de la hausse des frais de développement des affaires, compensés en partie par la montée des intérêts créditeurs attribuable à l'augmentation des prêts intersociétés.

Le produit tiré de l'émission en janvier 2010 des actions privilégiées à taux d'intérêt fixe rétabli sur cinq ans, d'un capital de 250 millions $, a servi à rembourser les emprunts sur la facilité de crédit confirmée de la Société et à financer une injection de capitaux propres dans TGI destinée à rembourser les emprunts sur les facilités de crédit de cette société.

En avril, Terasen Inc. a racheté ses 125 millions $ de titres de capital à 8,0 % pour une contrepartie au comptant.

Les dépenses en immobilisations consolidées, avant les apports de la clientèle, ont totalisé environ 432 millions $ pour le premier semestre de 2010. 

Les flux de trésorerie d'exploitation se sont élevés à 453 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice, comparativement à 504 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Le repli découle des variations du fonds de roulement aux sociétés Terasen Gas, compensées en partie par une hausse du bénéfice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Au 30 juin 2010, Fortis avait des facilités de crédit consolidées d'environ 2,1 milliards $, dont un montant de 1,4 milliard $ était inutilisé, y compris une tranche de 403 millions $ sur la facilité de crédit renouvelable confirmée de 600 millions $ de la Société. Une tranche d'environ 2,0 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités confirmées, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

En avril, FortisBC a obtenu une prolongation de l'échéance de sa facilité de crédit consentie non garantie de 150 millions $, dont une tranche de 100 millions $ venant à échéance en mai 2013 et une tranche de 50 millions $ venant à échéance en mai 2011. En mai, Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. (« TGVI ») a conclu une facilité de crédit consentie non garantie de deux ans de 300 millions $ en remplacement de son ancienne facilité de crédit de 350 millions $ devant arriver à échéance en janvier 2011.

Au cours du deuxième trimestre, Standard & Poor's et DBRS ont confirmé les notes des titres de créance existants de la Société, soit respectivement A- (stable) et BBB (élevé).

« Nos filiales se concentrent sur l'achèvement de leurs projets d'immobilisations pour 2010, estimés à plus de 1 milliard $, affirme Stan Marshall, président-directeur général, Fortis Inc. Cette somme est investie, dans une large mesure, dans nos entreprises de services publics de l'Ouest du Canada. Les plus importants projets en cours comprennent la construction de l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié à TGVI, l'installation de compteurs automatisés à FortisAlberta et le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan à FortisBC. »

« La priorité de Fortis est de respecter notre obligation de servir les clients. Nous continuerons d'assurer la croissance rentable de notre entreprise en faisant des investissements continus dans les activités actuelles et en recherchant des possibilités d'acquisitions stratégiques d'entreprises de services publics d'électricité et de gaz réglementés aux États-Unis, au Canada et dans les Caraïbes », conclut M. Marshall.

Rapport de gestion intermédiaire
Pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2010
Daté du 4 août 2010

ÉNONCÉS PROSPECTIFS

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 mois et de six mois terminées le 30 juin 2010 et avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009 inclus dans le rapport annuel de 2009 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 », « présumer », « 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 rapport de gestion portent, entre autres, sur : le moment prévu de la constatation des incidences de la décision réglementaire sur la demande de besoins de revenus pour 2010 et 2011 de FortisAlberta; la baisse prévue des coûts totaux du projet de compteurs automatisés de FortisAlberta; les dépenses en immobilisations brutes consolidées prévues pour 2010 et globalement pour la période de cinq ans de 2010 à 2014; la prévision que l'important programme de dépenses en immobilisations de la Société entraînera une croissance du bénéfice et des dividendes; la hausse prévue de la production annuelle moyenne d'énergie obtenue de la rivière Macal au Belize par la centrale hydroélectrique Vaca; les échéances et les remboursements de la dette à long terme consolidée prévus et en moyenne annuellement au cours des cinq prochains exercices; l'absence d'un déclassement important à court terme des notes de solvabilité; la capacité prévue des filiales d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes d'investissement; la présomption que Fortis choisira de reporter l'adoption des IFRS à 2013; et, sauf pour la dette de Belize Electricity et d'Exploits River Hydro Partnership (« société Exploits »), la présomption que la Société et ses filiales continueront à respecter les clauses restrictives de leurs contrats au cours de 2010.

Les prévisions et projections qui sous-tendent les énoncés prospectifs sont fondées sur des hypothèses qui comprennent, sans s'y limiter : la réception 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 résultant de conditions climatiques difficiles, d'autres phénomènes naturels ou des événements majeurs; la capacité continue de la Société à entretenir ses réseaux de gaz et d'électricité afin d'assurer leur rendement continu; l'absence de baisse marquée des dépenses en immobilisations en 2010; l'absence de repli important et prolongé de la conjoncture économique; des liquidités et des sources de financement suffisantes; le maintien de mécanismes réglementaires approuvés permettant de transférer les coûts du gaz naturel et de l'approvisionnement énergétique dans les tarifs imposés à la clientèle; la capacité continue de couvrir l'exposition à la variation des taux d'intérêt, des taux de change et des prix du gaz naturel; l'absence de volatilité importante des taux d'intérêt; l'absence de défauts importants de la part de contreparties; la concurrence constante des prix du gaz naturel par rapport à ceux de l'électricité et d'autres sources d'énergie alternatives; la disponibilité ininterrompue de l'approvisionnement en gaz naturel; la capacité continue de capitaliser les régimes de retraite à prestations déterminées; l'absence de modifications importantes des plans énergétiques gouvernementaux et des lois environnementales qui pourraient avoir une incidence importante sur l'exploitation et les flux de trésorerie de la Société et de ses filiales; le maintien de couvertures d'assurance adéquates; la capacité à obtenir et à maintenir des licences et permis; la conservation des territoires de service existants; aucune baisse marquée des prix de l'énergie sur le marché; l'entretien de l'infrastructure de technologie de l'information; des relations favorables avec les Premières nations; des relations de travail favorables; et des ressources humaines suffisantes pour offrir des services et mettre en œuvre le programme d'investissement.

Les énoncés prospectifs sont assujettis à des risques, incertitudes et autres facteurs pouvant altérer considérablement les résultats réels par rapport aux résultats historiques ou aux résultats prévus selon les énoncés prospectifs. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou événements s'écartent des prévisions actuelles comprennent, sans s'y restreindre : les risques liés à la réglementation; les risques liés à l'exploitation et à l'entretien; la conjoncture économique; le risque lié aux sources de financement et à la situation de trésorerie; les conditions météorologiques et le caractère saisonnier; le risque lié aux prix des marchandises; les instruments financiers dérivés et les couvertures; le risque de taux d'intérêt; le risque de 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 Terasen Gas (Vancouver Island) Inc.; le plan énergétique du gouvernement de la Colombie-Britannique; les risques environnementaux; le risque lié aux assurances; la perte de licences et de permis; la perte d'un territoire de service; les prix de l'énergie sur le marché; la modification des hypothèses et prévisions actuelles en ce qui a trait au basculement aux Normes internationales d'information financière; les modifications aux lois fiscales; l'infrastructure de la technologie de l'information; un règlement ultime de l'expropriation des actifs de la société Exploits divergeant des prévisions actuelles de la direction; une issue inattendue des poursuites intentées à la Société; les relations avec les Premières nations; les relations de travail et les ressources humaines. Pour des renseignements additionnels à l'égard de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés de temps à autre auprès des organismes de réglementation canadiens en valeurs mobilières, ainsi qu'à la rubrique « Gestion du risque d'affaires » du rapport de gestion pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2010 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009.

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

APERÇU DE L'ENTREPRISE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis, la plus importante société ouverte de services publics de distribution du Canada, sert environ 2 100 000 consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des entreprises de services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et une entreprise de services publics de gaz naturel en Colombie-Britannique. Fortis possède et exploite par ailleurs des actifs de production non réglementée un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'État de New York, de même que des hôtels et des espaces pour bureaux d'affaires et pour commerces de détail surtout dans le Canada atlantique. Au cours des six mois terminés le 30 juin 2010, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe combinée d'environ 5 033 mégawatts (« MW »), et ses réseaux de distribution de gaz naturel ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 006 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 annuels vérifiés de la Société pour 2009.

Les entreprises de 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 au coût raisonnable le plus bas possible, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les activités de services publics, qui constituent le principal secteur d'activité 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 cumulée depuis le début de l'exercice terminés les 30 juin 2010 et 2009, sont présentés dans les tableaux qui suivent.

Faits saillants financiers (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
  2010 2009 Écart   2010 2009 Écart  
Produits d'exploitation (en millions $) 836 756 80   1 912 1 958 (46 )
Flux de trésorerie d'exploitation (en millions $) 204 275 (71 ) 453 504 (51 )
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires (en millions $) 55 53 2   155 145 10  
Résultat de base par action ordinaire ($) 0,32 0,31 0,01   0,90 0,85 0,05  
Résultat dilué par action ordinaire ($) 0,32 0,31 0,01   0,88 0,83 0,05  
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation (en millions) 172,4 170,0 2,4   172,0 169,7 2,3  
   
   
   
   
Bénéfice net sectoriel attribuable aux actionnaires ordinaires (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010   2009   Écart   2010   2009   Écart  
Entreprises de services publics réglementés de gaz au Canada                        
  Sociétés Terasen Gas(1) 17   14   3   90   72   18  
Entreprises de services publics réglementés d'électricité au Canada                        
  FortisAlberta 17   17   -   32   30   2  
  FortisBC(2) 8   7   1   22   21   1  
  Newfoundland Power 11   11   -   18   17   1  
  Autres entreprises de services publics au Canada(3) 4   4   -   9   9   -  
  40   39   1   81   77   4  
Entreprises de services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes(4) 7   7   -   11   13   (2 )
Activités non réglementées – Fortis Generation(5) 3   3   -   5   9   (4 )
Activités non réglementées – Fortis Properties(6) 8   8   -   10   10   -  
Siège social et autres7 (20 ) (18 ) (2 ) (42 ) (36 ) (6 )
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 55   53   2   155   145   10  
   
(1) Se composent 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 des centrales hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire. Exclut les activités de production non réglementées de la société en commandite en propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power Partnership
(3) Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario englobe principalement la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc. (« Énergie Niagara »), Cornwall Electric et, depuis octobre 2009, Algoma Power Inc. (« Algoma Power »)
(4) Comprennent Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean Utilities sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 59 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and Caicos
(5) Comprennent l'exploitation d'actifs de production non réglementés au Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en Colombie-Britannique et dans le nord de l'État de New York, dont la capacité de production combinée, principalement hydroélectrique, s'élève à 139 mégawatts (« MW »). Avant le 1er mai 2009, les résultats financiers de Fortis reflétaient la contribution au bénéfice associée aux droits d'usage de l'eau, correspondant à une puissance de 75 MW, détenus par la Société sur la rivière Niagara pour la centrale hydroélectrique Rankine. Les droits d'usage de l'eau ont expiré le 30 avril 2009, à la fin de leur terme de 100 ans. En outre, avant le 12 février 2009, les résultats financiers des activités de production hydroélectrique dans la région centrale de Terre-Neuve étaient inclus dans les états financiers consolidés de Fortis. Avec prise d'effet le 12 février 2009, la Société a cessé de consolider les résultats de ses activités de production dans la région centrale de Terre-Neuve puisqu'elle n'avait plus le contrôle des activités et des flux de trésorerie en raison de l'expropriation des actifs d'Exploits River Hydro Partnership par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador. Pour plus de renseignements sur ces questions, voir la rubrique « Estimations comptables critiques – Éventualités » du rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009.
(6) Fortis Properties possède et exploite 21 hôtels comptant plus de 4 100 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'espace pour bureaux d'affaires et pour commerces de détail, principalement dans les provinces atlantiques canadiennes.
(7) Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis, les charges nettes des activités non réglementées du siège social de Terasen Inc. (« Terasen »), les résultats financiers de la participation de 30 % de Terasen dans CustomerWorks Limited Partnership (« CWLP ») et ceux de la filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen, Terasen Energy Services Inc. (« TES »)
   
   
   

RÉSULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS

ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas

Volumes de gaz par principale catégorie de clientèle (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(Térajoules) 2010 2009 Écart   2010 2009 Écart  
Clients de base – secteurs résidentiel et commercial 23 827 20 075 3 752   64 258 70 487 (6 229 )
Clients du secteur industriel 1 193 1 307 (114 ) 2 868 3 617 (749 )
Total des volumes de ventes 25 020 21 382 3 638   67 126 74 104 (6 978 )
Volumes transportés 14 170 12 485 1 685   30 580 32 734 (2 154 )
Débit aux termes de contrats à revenu fixe 3 458 2 584 874   8 126 7 583 543  
Total des volumes de gaz 42 648 36 451 6 197   105 832 114 421 (8 589 )

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les volumes de gaz
pour le trimestre

Favorables

  • Hausse de la consommation moyenne des clients des secteurs résidentiel et commercial en raison des températures plus basses
  • Hausse des volumes de transport découlant des températures plus basses et de l'incidence favorable de l'amélioration de la situation économique au deuxième trimestre de 2010 dans le secteur forestier

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les volumes de gaz
depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Baisse de la consommation moyenne des clients des secteurs résidentiel et commercial en raison des températures plus élevées au cours du premier trimestre de 2010, compensée en partie par l'incidence des températures plus basses au deuxième trimestre de 2010
  • Baisse des volumes de transport découlant des températures au cours du premier trimestre de 2010, contrebalancée en partie par l'incidence des températures plus basses enregistrées au deuxième trimestre de 2010 et l'incidence de conditions économiques défavorables qui ont influé de manière négative sur le secteur forestier depuis le début de l'exercice

Les ajouts nets de clients se sont établis à 1 829 pour le premier semestre de 2010 comparativement à 1 068 pour le premier semestre de 2009. Les ajouts bruts de clients ont augmenté par rapport au semestre correspondant de l'exercice précédent en raison de l'activité dans le secteur de la construction, et les débranchements de clients ont été moins élevés en raison des températures moins élevées. La croissance des immeubles d'habitation, toutefois, où l'utilisation du gaz naturel est moins répandue que dans les maisons unifamiliales, a freiné la croissance de la clientèle par rapport au semestre correspondant de l'exercice précédent.

Du fait des tendances de la consommation de gaz naturel, les sociétés Terasen Gas réalisent la majeure partie de leur bénéfice annuel au premier et au quatrième trimestres. En raison du caractère saisonnier des activités, les bénéfices intermédiaires ne sont pas représentatifs des bénéfices annuels.

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

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

Faits saillants financiers (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre Cumul annuel  
(en millions $) 2010 2009 Écart 2010 2009 Écart  
Produits d'exploitation 337 289 48 866 958 (92 )
Coûts de l'approvisionnement énergétique 191 156 35 496 624 (128 )
Charges d'exploitation 65 62 3 135 129 6  
Amortissement 29 26 3 59 51 8  
Frais financiers 29 29 - 56 61 (5 )
Impôts sur les bénéfices des sociétés 6 2 4 30 21 9  
Bénéfice 17 14 3 90 72 18  

Facteurs contribuant à l'écart positif dans les produits d'exploitation
pour le trimestre

Favorables

  • Hausse de la consommation moyenne de gaz par client
  • Hausse du coût du gaz naturel facturé à la clientèle
  • Augmentation des tarifs de livraison à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, qui incluait l'incidence de la hausse du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires (« RCP ») autorisé qui est passé de 8,47 % à 9,50 % pour Terasen Gas Inc. (« TGI ») et de 9,17 % à 10,00 % pour Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. (« TGVI ») et Terasen Gas Whistler Inc. (« TGWI »), et l'incidence de la hausse de la composante capitaux propres en actions ordinaires réputée du total de la structure du capital (« composante capitaux propres ») pour TGI, qui est passée de 35 % à 40 %

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les produits d'exploitation
depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Baisse de la consommation moyenne de gaz par client
  • Baisse du coût du gaz naturel facturé à la clientèle

Favorable 

  • Augmentation des tarifs de livraison à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, comme il est mentionné plus haut pour le trimestre

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
pour le trimestre

Favorable

  • Augmentation des tarifs de livraison à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, comme il est mentionné plus haut

Défavorables

  • Accroissement des charges d'exploitation occasionné par : i) l'augmentation des coûts de main-d'œuvre et des avantages sociaux; ii) la comptabilisation des coûts d'enlèvement d'actifs dans les charges d'exploitation, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, par suite de l'approbation par l'organisme de réglementation des accords de règlement négociés relatifs aux besoins de revenus pour 2010 et 2011; et iii) la baisse des coûts indirects capitalisés attribuable à une réduction du taux de capitalisation, par suite également des accords de règlement négociés. Les frais d'enlèvement d'actifs et les coûts indirects passés en charges sont recouvrés dans les tarifs courants de livraison aux clients. Avant 2010, les frais d'enlèvement d'actifs étaient déduits de l'amortissement cumulé.
  • Augmentation de la dotation aux amortissements attribuable à la hausse des taux d'amortissement par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent et comptabilisation des apports sous forme d'aide à la construction dans les produits, à compter du 1er janvier 2010, comparativement à la comptabilisation des apports sous forme d'aide à la construction dans la dotation aux amortissements au cours des périodes antérieures, par suite de l'approbation des accords de règlement négociés. Les nouveaux taux d'amortissement ont été établis et approuvés par l'organisme de réglementation à la lumière d'une récente étude sur l'amortissement. L'augmentation de l'amortissement est recouvrée dans les tarifs courants de livraison aux clients.
  • Baisse du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés en 2009, qui vient surtout du fait que les déductions utilisées aux fins fiscales ont été plus élevées que les déductions prises aux fins comptables

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Augmentation des tarifs de livraison à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, comme il est mentionné ci-dessus
  • Baisse des frais financiers, comme le reflètent les tarifs courants de livraison aux clients, sous l'effet de la baisse des emprunts moyens sur les facilités de crédit par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent

Défavorable

  • Mêmes facteurs que ceux mentionnés ci-dessus pour le trimestre

Pour une analyse de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant aux sociétés Terasen Gas, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS D'ÉLECTRICITÉ AU CANADA

FortisAlberta

Faits saillants financiers (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
  2010 2009   Écart   2010 2009   Écart  
Livraisons d'énergie (en gigawattheures (« GWh »)) 3 724 3 765   (41 ) 7 833 7 917   (84 )
(en millions $)                    
Produits d'exploitation 92 81   11   180 161   19  
Charges d'exploitation 36 31   5   71 65   6  
Amortissement 25 23   2   49 45   4  
Frais financiers 14 13   1   28 24   4  
Recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés - (3 ) 3   - (3 ) 3  
Bénéfice 17 17   -   32 30   2  

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les livraisons d'énergie
pour le trimestre

Défavorable

  • Diminution des livraisons d'énergie aux clients des secteurs résidentiel, de l'agriculture et de l'irrigation, attribuable surtout à une baisse de la consommation moyenne résultant du temps relativement plus doux, contrebalancée en partie par une hausse des livraisons d'énergie aux clients du secteur commercial et à d'autres clients industriels. Les livraisons d'énergie aux clients du secteur de l'irrigation ont également subi l'incidence négative des fortes pluies au deuxième trimestre de 2010.

Favorable

  • Accroissement de la clientèle, le nombre total de clients ayant augmenté d'environ 20 000 au cours du trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les livraisons d'énergie
depuis le début de l'exercice

Défavorable

  • Diminution des livraisons d'énergie aux clients des secteurs résidentiel, de l'agriculture et de l'irrigation, et à d'autres clients industriels, attribuable aux mêmes raisons que celles énoncées ci-dessus pour le trimestre, contrebalancée en partie par une hausse des livraisons d'énergie aux clients du secteur commercial et du secteur du pétrole et du gaz

Favorable

  • Accroissement de la clientèle, comme il est mentionné ci-dessus pour le trimestre

Puisqu'une tranche importante des produits tirés de la distribution par FortisAlberta est le fait de déterminants de facturation fixes ou en grande partie fixes, la variation des quantités d'énergie livrées n'est pas en parfaite corrélation avec la variation des produits d'exploitation.

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Augmentation moyenne provisoire de 7,5 % des tarifs de base de distribution de l'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, ajoutée à une hausse des produits tirés des tarifs au deuxième trimestre et au premier semestre de 2010 aux fins de recouvrement futur auprès des clients relativement à certains postes de comptes de report approuvés. L'approbation de la demande de FortisAlberta relative à ses besoins de revenus pour 2010 et 2011 a été reçue en juillet 2010, et les résultats pour le troisième trimestre de 2010 devraient en refléter les effets.
  • Hausse d'environ 1 million $ et 2 millions $ des produits tirés des tarifs respectivement au deuxième trimestre et au premier semestre de 2010, reflétant un RCP autorisé de 9,00 %, comparativement à un RCP autorisé provisoire de 8,51 % comme reflété dans les produits du premier semestre de 2009, et une hausse de la composante capitaux propres, qui est passée de 37 % à 41 %, comme reflété dans les produits du premier semestre de 2009
  • Croissance du nombre de clients
  • Hausse des produits tirés des redevances de franchise
  • Hausse des produits divers pour le trimestre

Défavorable

  • Baisse des produits nets tirés du transport

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorable

  • Augmentation des produits tirés des tarifs de distribution d'électricité imposés à la clientèle, pour les raisons mentionnées ci-dessus

Défavorables

  • Augmentation des charges d'exploitation, entraînée surtout par la hausse des coûts de main-d'œuvre et des charges générales d'exploitation, contrebalancée en partie par la baisse des coûts relatifs à la main-d'œuvre contractuelle
  • Augmentation de la dotation aux amortissements associée à l'investissement continu dans les immobilisations de services publics, en partie contrebalancée par l'incidence du commencement en 2010 de l'amortissement des véhicules et des outils utilisés dans la construction d'autres actifs en comme approuvé par l'organisme de réglementation
  • Accroissement des frais financiers découlant du niveau plus élevé de la dette à l'appui de l'important programme d'investissement de la société, en partie enrayé par l'incidence de la baisse des taux d'intérêt liés aux emprunts moyens sur les facilités de crédit
  • Baisse des produits nets tirés du transport
  • Baisse du recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés, attribuable à un ajustement favorable des impôts sur les bénéfices exigibles d'environ 2 millions $ au deuxième trimestre de l'exercice précédent, conjuguée à une baisse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices futurs associée à des variations des reports de montants nets à recevoir de clients nets qui sont susceptibles de donner lieu à des recouvrements d'impôts futurs

Pour une analyse de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisAlberta, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

FortisBC

Faits saillants financiers (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
  2010 2009 Écart   2010 2009 Écart  
Ventes d'électricité (en GWh) 670 675 (5 ) 1 490 1 578 (88 )
(en millions $)                
Produits d'exploitation 59 55 4   131 127 4  
Coûts de l'approvisionnement énergétique 13 13 -   34 35 (1 )
Charges d'exploitation 19 17 2   36 34 2  
Amortissement 11 9 2   21 19 2  
Frais financiers 8 8 -   16 15 1  
Impôts sur les bénéfices des sociétés - 1 (1 ) 2 3 (1 )
Bénéfice 8 7 1   22 21 1  

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les ventes d'électricité
pour le trimestre

Défavorable

  • Baisse de la consommation moyenne attribuable aux températures moins élevées enregistrées en juin 2010, qui a entraîné une baisse de la demande de climatisation

Favorables

  • Croissance du nombre de clients résidentiels et de clients de service général
  • Hausse de la demande de clients industriels

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les ventes d'électricité
depuis le début de l'exercice

Défavorable

  • Même facteur que celui mentionné ci-dessus pour le trimestre, et baisse de la consommation moyenne au premier trimestre de 2010 en raison des températures plus élevées enregistrées pendant ce trimestre comparativement aux températures moins élevées enregistrées au premier trimestre de 2009

Favorable

  • Mêmes facteurs que ceux mentionnés ci-dessus pour le trimestre

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Hausse de 6,0 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, reflétant une augmentation du RCP autorisé, passé de 8,87 % pour 2009 à 9,90 % pour 2010, et investissement continu dans l'infrastructure électrique
  • Redressements plus élevés au titre des incitatifs selon les règles d'établissement des tarifs (« ETR ») fondées sur le rendement à recevoir des clients et hausse des produits tirés du raccordement aux poteaux
  • Hausse de la contribution au bénéfice des services d'exploitation, d'entretien et de gestion non réglementés

Défavorable

  • Baisse de 0,7 % et 5,6 % des ventes d'électricité pour le trimestre et depuis le début de l'exercice, respectivement, en regard des périodes correspondantes de l'exercice précédent

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
pour le trimestre

Favorables

  • Hausse de 6,0 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010
  • Redressements plus élevés au titre des incitatifs selon les règles d'ETR et hausse des produits tirés du raccordement aux poteaux, comme il est mentionné ci-dessus

Défavorables

  • Hausse des charges d'exploitation en raison du calendrier des projets d'exploitation et d'entretien en 2010 et des dépenses connexes, conjuguée à l'augmentation des impôts fonciers et des droits relatifs à l'eau
  • Augmentation de la dotation aux amortissements associée aux investissements continus dans les immobilisations de services publics
  • Recul des ventes d'électricité

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Mêmes facteurs que ceux mentionnés ci-dessus pour le trimestre
  • Baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique associée à la diminution des ventes d'électricité et diminution de la proportion d'électricité achetée, en regard de la proportion d'énergie produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société, en partie contrebalancées par l'incidence de la hausse des prix moyens de l'électricité achetée

Défavorables

  • Augmentation des impôts fonciers et des droits relatifs à l'eau, compensée en partie par la baisse de certaines autres charges d'exploitation en raison du calendrier des projets d'exploitation et d'entretien en 2010 et des dépenses connexes
  • Hausse de la dotation aux amortissements, pour la même raison que celle mentionnée ci-dessus pour le trimestre
  • Accroissement des frais financiers découlant du niveau plus élevé de la dette à l'appui du programme de dépenses en immobilisations de la société et hausse des frais et des taux d'intérêt liés aux emprunts sur les facilités de crédit
  • Baisse des ventes d'électricité

Pour une analyse de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisBC, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

Newfoundland Power

Faits saillants financiers (non vérifié)
 
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel
  2010 2009 Écart   2010 2009 Écart
Ventes d'électricité (en GWh) 1 220 1 177 43   3 015 2 940 75
(en millions $)              
Produits d'exploitation 126 119 7   304 288 16
Coûts de l'approvisionnement énergétique 75 70 5   206 197 9
Charges d'exploitation 15 13 2   31 27 4
Amortissement 12 11 1   23 22 1
Frais financiers 9 9 -   18 17 1
Impôts sur les bénéfices des sociétés 4 5 (1 ) 8 8 -
Bénéfice 11 11 -   18 17 1

Facteurs contribuant à l'écart positif dans les ventes d'électricité
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorable

  • Accroissement de la clientèle et hausse de la consommation moyenne

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Hausse moyenne de 3,5 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, reflétant une augmentation du RCP autorisé, qui est passé 8,95 % pour 2009 à 9,00 % pour 2010, et hausse de la base tarifaire et des charges d'exploitation, y compris les coûts des régimes de retraite
  • Augmentation de 3,7 % et de 2,6 % des ventes d'électricité respectivement pour le trimestre et depuis le début de l'exercice, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent

Défavorable

  • Les produits pour le deuxième trimestre de 2009 comprenaient un gain à la vente de certains biens

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans le bénéfice
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Hausse moyenne de 3,5 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010
  • Augmentation des ventes d'électricité
  • Baisse plus importante que prévu des coûts de main-d'œuvre d'exploitation en raison du calendrier des projets d'investissement. Les bonnes conditions climatiques enregistrées au premier semestre de 2010 ont permis d'entreprendre plus tôt les projets d'investissement, et il y a eu une hausse des travaux d'immobilisations par suite d'une tempête de verglas en mars 2010.
  • Réduction du taux effectif d'impôts sur les bénéfices des sociétés attribuable surtout à une baisse du taux d'imposition prévu par la loi et à une hausse des déductions utilisées aux fins fiscales comparativement aux déductions prises aux fins comptables

Défavorables

  • Augmentation des coûts des régimes de retraite, hausse des salaires et de l'inflation, et accroissement des coûts de conservation
  • Hausse des charges de retraite et des indemnités de départ depuis le début de l'exercice
  • Augmentation de la dotation aux amortissements associée aux investissements continus dans les immobilisations de services publics
  • Accroissement des frais financiers depuis le début de l'exercice associé aux intérêts débiteurs sur les obligations à 6,606 %, d'un capital de 65 millions $, émises en mai 2009, en partie compensé par l'incidence d'une diminution des emprunts moyens sur les facilités de crédit
  • Gain sur la vente de biens au deuxième trimestre de 2009

Pour une analyse de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Newfoundland Power, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

Autres entreprises de services publics d'électricité au Canada

Faits saillants financiers (non vérifié)(1)
 
Périodes terminées les 30 juin Trimestre Cumul annuel
  2010 2009 Écart 2010 2009 Écart
Ventes d'électricité (en GWh) 535 483 52 1 167 1 099 68
(en millions $)            
Produits d'exploitation 75 65 10 157 136 21
Coûts de l'approvisionnement énergétique 46 40 6 99 87 12
Charges d'exploitation 11 9 2 22 17 5
Amortissement 6 5 1 11 9 2
Frais financiers 5 4 1 11 9 2
Impôts sur les bénéfices des sociétés 3 3 - 5 5 -
Bénéfice 4 4 - 9 9 -
 
(1) Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. Les résultats de FortisOntario incluent les résultats financiers d'Algoma Power à compter du 8 octobre 2009, date de l'acquisition.

Facteurs contribuant à l'écart positif dans les ventes d'électricité
pour le trimestre

Favorables

  • Ventes de 38 gigawattheures (« GWh ») d'électricité par Algoma Power Inc. (« Algoma Power ») au deuxième trimestre de 2010. Algoma Power a été acquise par FortisOntario en octobre 2009. Compte non tenu des ventes d'électricité d'Algoma Power, les ventes d'électricité ont augmenté de 2,9 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.
  • Hausse de la consommation moyenne attribuable aux températures plus élevées enregistrées en Ontario

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les ventes d'électricité
depuis le début de l'exercice

Favorable

  • Ventes de 92 GWh d'électricité par Algoma Power au premier semestre de 2010. Compte non tenu des ventes d'électricité d'Algoma Power, les ventes d'électricité ont baissé de 2,2 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Défavorable

  • Baisse de la consommation moyenne en raison des températures plus modérées enregistrées à l'Île-du-Prince-Édouard et en Ontario au premier trimestre de 2010, conjuguée à l'incidence des initiatives de conservation et au ralentissement de l'économie, contrebalancée en partie par une hausse de la consommation moyenne en Ontario au deuxième trimestre de 2010 pour la raison mentionnée ci-dessus pour le trimestre

Facteurs contribuant à l'écart positif dans les produits d'exploitation
pour le trimestre

Favorables

  • Contribution aux produits d'environ 9 millions $ d'Algoma Power au deuxième trimestre de 2010
  • Augmentation de 2,9 % des ventes d'électricité, exclusion faite des ventes d'électricité par Algoma Power

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Contribution aux produits d'environ 19 millions $ d'Algoma Power au premier semestre de 2010
  • Transfert de l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique de FortisOntario dans les tarifs d'électricité imposés à la clientèle
  • Hausse moyenne de 5,3 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle par Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2009, qui reflète une hausse du montant de base des coûts d'énergie facturés aux clients et recouvrés auprès de ceux-ci, et comptabilisés dans les produits à même la composante tarifs de base de la facturation
  • Augmentations de la composante tarifs de base des tarifs de distribution d'électricité imposés à la clientèle à Fort Erie, Gananoque et Port Colborne en Ontario les 1er mai 2009 et 1er mai 2010

Défavorable

  • Diminution de 2,2 % des ventes d'électricité, exclusion faite des ventes d'électricité par Algoma Power

Facteurs contribuant à l'écart dans le bénéfice
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorable

  • Apport d'Algoma Power au bénéfice de moins de 0,1 million $ pour le deuxième trimestre de 2010 et d'environ 0,5 million $ pour le premier semestre de 2010

Pour une analyse de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Maritime Electric et à FortisOntario, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS D'ÉLECTRICITÉ DANS LES CARAÏBES

Faits saillants financiers (non vérifié)(1)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
  2010 2009 Écart   2010 2009 Écart  
Taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien(2) 1,03 1,17 (0,14 ) 1,03 1,20 (0,17 )
Ventes d'électricité (en GWh) 307 290 17   563 537 26  
(en millions $)                
Produits d'exploitation 83 82 1   159 165 (6 )
Coûts de l'approvisionnement énergétique 47 44 3   92 90 2  
Charges d'exploitation 11 14 (3 ) 23 28 (5 )
Amortissement 9 10 (1 ) 18 20 (2 )
Frais financiers 4 4 -   9 8 1  
Impôts sur les bénéfices des sociétés 2 - 2   2 1 1  
  10 10 -   15 18 (3 )
Part des actionnaires sans contrôle 3 3 -   4 5 (1 )
Bénéfice 7 7 -   11 13 (2 )
 
(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos
(2) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity est le dollar bélizien, dont la valeur est fondée sur celle du dollar américain selon le rapport 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.                      
 
 

Facteurs contribuant à l'écart positif dans les ventes d'électricité
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Temps plus chaud enregistré dans la région, qui a entraîné un accroissement de la demande de climatisation
  • Croissance générale de la clientèle du segment, y compris l'ajout au réseau d'un nouveau complexe comprenant une clinique médicale et des condominiums aux îles Turks et Caicos
  • Amélioration de l'activité touristique aux îles Turks et Caicos, ce qui a eu une incidence positive sur les ventes d'électricité aux grands hôtels
  • En juin 2010, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos ont atteint de nouvelles demandes de pointe record de respectivement 102 MW et 30 MW.

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre

Favorables 

  • Transfert dans les tarifs d'électricité imposés à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities, attribuable à une augmentation du coût du combustible
  • Augmentation de 5,9 % des ventes d'électricité
  • Hausse de 2,4 % des tarifs de base d'électricité imposés à la clientèle de Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009

Défavorable

  • Effet de change défavorable d'environ 9 millions $ lié à la conversion de produits libellés en monnaie étrangère, attribuable à l'affaiblissement du dollar américain en regard du dollar canadien par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les produits d'exploitation
depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Montant d'environ 24 millions $ associé à un écart de change défavorable
  • Les produits du premier trimestre de 2009 incluaient un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel en faveur de Fortis Turks and Caicos à l'issue d'un litige sur le classement des tarifs imposés aux clients.

Favorables

  • Transfert dans les tarifs imposés à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique pour Caribbean Utilities pour la raison mentionnée ci-dessus pour le trimestre
  • Hausse de 2,4 % des tarifs de base d'électricité imposés à la clientèle de Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009
  • Augmentation de 4,8 % des ventes d'électricité

Facteurs contribuant à l'écart dans le bénéfice
pour le trimestre

Favorables

  • Hausse des ventes d'électricité
  • Hausse de 2,4 % des tarifs de base d'électricité imposés à la clientèle de Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009

Défavorables

  • Incidence d'environ 1 million $ associé à un écart de change défavorable
  • Hausse de la charge d'impôts des sociétés pour Belize Electricity attribuable à une augmentation du taux d'imposition des sociétés, qui est passé de 1,75 % à 6,5 % le 1er avril 2010
  • Augmentation des frais financiers, exclusion faite de l'effet de change, associée principalement aux intérêts débiteurs sur les billets non garantis à 7,5 %, d'un capital de 40 millions $ US, émis en mai et juillet 2009 par Caribbean Utilities, et baisse de la provision capitalisée pour les fonds utilisés pendant la construction

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans le bénéfice
depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Montant d'environ 2 millions $ associé à un écart de change défavorable
  • Hausse de la charge d'impôts des sociétés pour Belize Electricity, pour la raison mentionnée ci-dessus pour le trimestre
  • Augmentation des frais financiers, pour les raisons mentionnées ci-dessus pour le trimestre, conjuguée à une hausse des intérêts débiteurs sur les passifs réglementaires de Belize Electricity
  • Incidence favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique au premier trimestre de 2009, sous l'effet d'une modification de la méthode de calcul du coût du combustible recouvrable auprès des clients pour Fortis Turks and Caicos
  • Les produits du premier trimestre de 2009 incluaient un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel en faveur de Fortis Turks and Caicos

Favorables

  • Accroissement des ventes d'électricité
  • Hausse de 2,4 % des tarifs de base d'électricité imposés à la clientèle de Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er juin 2009
  • Baisse des charges d'exploitation, excluant l'incidence du change, résultant de la montée des frais généraux et administratifs capitalisés et des efforts visant à contrôler les frais discrétionnaires à Caribbean Utilities, neutralisée en partie par la hausse des frais juridiques et coûts liés aux employés et aux entrepreneurs à Belize Electricity

Pour une analyse de la nature de la réglementation des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos, voir la rubrique « Faits saillants en matière de réglementation » du présent rapport de gestion.

ACTIVITÉS NON RÉGLEMENTÉES – FORTIS GENERATION

Faits saillants financiers (non vérifié)(1)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
  2010 2009(2 ) Écart   2010 20092 Écart  
Ventes d'énergie (en GWh) 90 141   (51 ) 154 398 (244 )
(en millions $)                  
Produits d'exploitation 8 9   (1 ) 13 25 (12 )
Coûts de l'approvisionnement énergétique 1 1   -   1 2 (1 )
Charges d'exploitation 2 2   -   4 6 (2 )
Amortissement 1 2   (1 ) 2 4 (2 )
Frais financiers - 1   (1 ) - 2 (2 )
Impôts sur les bénéfices des sociétés 1 -   1   1 2 (1 )
Bénéfice 3 3   -   5 9 (4 )
 
(1) Comprend les résultats d'exploitation d'actifs de production non réglementées au Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en Colombie-Britannique et dans le nord de l'État de New York 
(2) Les résultats tiennent compte de la contribution de la centrale hydroélectrique Rankine, en Ontario, jusqu'au 30 avril 2009. Le 30 avril 2009, les droits d'utilisation de l'eau de la centrale Rankine ont expiré à la fin d'un terme de 100 ans.                      

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les ventes d'énergie
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Expiration le 30 avril 2009 des droits d'utilisation de l'eau de la centrale hydroélectrique Rankine, en Ontario. Les ventes d'énergie pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2009 incluaient environ respectivement 54 GWh et 215 GWh liés à la centrale Rankine.
  • Diminution de la production dans le nord de l'État de New York en raison de la baisse des précipitations
  • Baisse des ventes d'énergie depuis le début de l'exercice liée aux activités dans la région centrale de Terre-Neuve. Les ventes d'énergie pour le premier trimestre de 2009 incluaient 19 GWh liées aux activités dans la région centrale de Terre-Neuve jusqu'au 12 février 2009, date à laquelle la consolidation de ces activités a été abandonnée en raison des mesures prises par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador relativement à l'expropriation des actifs d'Exploits River Hydro Partnership (la « société Exploits »).

Favorable

  • Mise en service de la nouvelle centrale hydroélectrique Vaca en mars 2010. La centrale devrait accroître la production annuelle moyenne d'énergie sur la rivière Macal, au Belize, d'environ 80 GWh. La production de la centrale a atteint 16 GWh et 20 GWh pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2010, respectivement. La production au Belize, toutefois, a été freinée par l'incidence de pluies moins abondantes au début de 2010. 

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Perte de produits par suite de l'expiration des droits d'utilisation de l'eau de la centrale Rankine en avril 2009
  • Abandon de la méthode de consolidation pour la comptabilisation des résultats financiers de la société Exploits en 2009 et écarts temporaires liés au changement de méthode comptable pour la société Exploits
  • Effet de change défavorable d'environ respectivement 1 million $ et 2 millions $ pour le trimestre et le semestre, lié à la conversion de produits libellés en dollars américains, attribuable à l'affaiblissement du dollar américain en regard du dollar canadien par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent

Favorable

  • Hausse de la production au Belize, pour la raison mentionnée ci-dessus pour le trimestre

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans le bénéfice
pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Expiration des droits d'utilisation de l'eau de la centrale Rankine. La contribution au bénéfice de la centrale hydroélectrique Rankine avait atteint environ 0,2 million $ pour le deuxième trimestre de 2009 et 3,5 millions $ pour le premier semestre de 2009.
  • Incidence d'environ 1 million $ pour le trimestre et d'autant pour le semestre, associée à un écart de change défavorable
  • Écarts temporaires liés au changement de méthode comptable pour la société Exploits en 2009

Favorables

  • Augmentation de la production au Belize
  • Baisse des frais financiers, exclusion faite de l'effet de change, découlant de la hausse des intérêts créditeurs associée aux prêts intersociétés aux entreprises réglementées en Ontario, neutralisée en partie par la montée des intérêts débiteurs liée aux prêts intersociétés destinés au financement de la construction de la centrale hydroélectrique Vaca. Dès la mise en service de la centrale en mars 2010, la capitalisation des intérêts débiteurs pendant la construction a pris fin.

ACTIVITÉS NON RÉGLEMENTÉES – FORTIS PROPERTIES

Faits saillants financiers (non vérifié)
 
Périodes terminées les 30 juin Trimestre Cumul annuel
(en millions $) 2010 2009 Écart 2010 2009 Écart
Produits tirés de l'hôtellerie 44 42 2 76 73 3
Produits tirés de l'immobilier 16 16 - 33 32 1
  Total des produits 60 58 2 109 105 4
Charges d'exploitation 39 38 1 75 72 3
Amortissement 4 4 - 8 8 -
Frais financiers 6 5 1 12 11 1
Impôts sur les bénéfices des sociétés 3 3 - 4 4 -
Bénéfice 8 8 - 10 10 -

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
pour le trimestre

Favorables 

  • Hausse globale de la contribution aux produits des propriétés hôtelières dans le Canada atlantique et le centre du Canada, en partie compensée par la baisse globale de la contribution aux produits des propriétés hôtelières dans l'Ouest canadien
  • Croissance des produits dans les régions de Terre-Neuve et de la Nouvelle-Écosse de la division immobilière, attribuable surtout aux augmentations de loyer et à la hausse des recouvrements de charges d'exploitation, freinée par la baisse des produits au Nouveau-Brunswick et en Saskatchewan
  • Hausse de 0,8 % du revenu par chambre disponible de la division de l'hôtellerie, qui a été de 83,77 $ pour le deuxième trimestre de 2010 en regard de 83,15 $ pour la période correspondante de 2009. Le revenu par chambre disponible s'est accru en raison d'une augmentation globale de 2,6 % des tarifs moyens des chambres, compensée en partie par une diminution globale de 1,8 % du taux d'occupation dans les hôtels, en particulier dans l'Ouest canadien. Les tarifs moyens des chambres ont été augmentés dans les hôtels dans l'Ouest canadien et dans le Canada atlantique et ils ont été diminués dans les hôtels dans le centre du Canada.

Défavorable

  • Baisse du taux d'occupation pour la division de l'immobilier, qui était de 94,8 % au 30 juin 2010 contre 95,9 % au 30 juin 2009

Facteurs contribuant à l'écart positif net dans les produits d'exploitation
depuis le début de l'exercice

Favorables

  • Contribution aux produits de l'hôtel Holiday Inn Select Windsor, acquis en avril 2009, combinée à la contribution plus élevée aux produits des propriétés hôtelières dans le Canada atlantique et le centre du Canada, en partie compensée par la baisse globale de la contribution aux revenus des hôtels dans l'Ouest canadien
  • Croissance des produits dans les régions de Terre-Neuve et de la Nouvelle-Écosse de la division immobilière, attribuable surtout aux augmentations de loyer et à la hausse des recouvrements de charges d'exploitation
  • Gain de 0,2 million $ à la vente de terrains dans la région centrale de Terre-Neuve au cours du premier trimestre de 2010

Défavorable

  • Baisse de 0,8 % du revenu par chambre disponible de la division de l'hôtellerie, qui a été de 73,45 $ pour le premier semestre de 2010 en regard de 74,03 $ pour la période correspondante de 2009. Le revenu par chambre disponible a diminué en raison d'une baisse globale de 3,0 % du taux d'occupation dans les hôtels, en particulier dans l'Ouest canadien, en partie compensée par une hausse globale de 2,3 % des tarifs moyens des chambres. Les tarifs moyens des chambres ont été augmentés dans les hôtels dans l'Ouest canadien et dans le Canada atlantique et ils ont été diminués dans les hôtels dans le centre du Canada.

Facteurs contribuant à l'écart dans le bénéfice
pour le trimestre

  • L'amélioration du rendement de la division de l'immobilier et l'amélioration du rendement des activités hôtelières dans le Canada atlantique et le centre du Canada ont été en majeure partie contrebalancées par l'incidence défavorable d'une baisse du taux d'occupation dans les hôtels de l'Ouest canadien, qui résulte de l'incidence continue du ralentissement de l'économie.

Facteurs contribuant à l'écart dans le bénéfice
depuis le début de l'exercice

  • Mêmes facteurs que ceux mentionnés ci-dessus pour le trimestre, conjugués à la contribution de l'hôtel Holiday Inn Select Windsor depuis avril 2009

SIÈGE SOCIAL ET AUTRES

Faits saillants financiers (non vérifié)(1)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010   2009   Écart   2010   2009   Écart  
Produits d'exploitation 9   7   2   15   13   2  
Charges d'exploitation 6   4   2   10   7   3  
Amortissement 1   2   (1 ) 4   5   (1 )
Frais financiers(2) 18   18   -   38   37   1  
Recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés (4 ) (4 ) -   (9 ) (9 ) -  
  (12 ) (13 ) 1   (28 ) (27 ) (1 )
Dividendes sur actions privilégiées 8   5   3   14   9   5  
Charges nettes du secteur Siège social et autres (20 ) (18 ) (2 ) (42 ) (36 ) (6 )
 
(1) Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis, les charges nettes des activités non réglementées du siège social de Terasen, les résultats financiers de la participation de 30 % de Terasen dans CWLP et ceux de TES, filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen
(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passifs à long terme                     
 
 

Facteurs contribuant à l'écart négatif net dans les charges nettes
du secteur Siège social et autres pour le trimestre et depuis le début de l'exercice

Défavorables

  • Hausse des dividendes sur actions privilégiées, par suite de l'émission des actions privilégiées de premier rang, série H en janvier 2010. Pour des renseignements additionnels, voir la rubrique intitulée « Situation de trésorerie et sources de financement » du présent rapport de gestion.
  • Hausse des charges d'exploitation attribuable surtout à la hausse des frais de développement des affaires, compensée en partie par un recouvrement plus élevé des coûts des filiales
  • Augmentation des frais financiers, excluant l'effet de change, associée aux intérêts débiteurs sur les débentures non garanties à 6,51 %, 30 ans, d'un capital de 200 millions $, émises en juillet 2009, et aux emprunts moyens plus élevés sur les facilités de crédit, en partie compensée par la baisse des taux d'intérêt sur les emprunts sur les facilités de crédit et le remboursement d'une dette portant intérêt plus élevée. En avril 2010, Terasen a racheté la totalité de ses 125 millions $ de titres de capital à 8,0 % avec le produit d'emprunts sur la facilité de crédit confirmée de la Société.

Favorables

  • Hausse des produits attribuable aux intérêts créditeurs sur les prêts intersociétés accrus consentis à Fortis Properties pour financer la dette arrivant à échéance
  • Effet de change favorable d'environ 1 million $ et 2 millions $, respectivement pour le trimestre et le semestre, à la conversion d'intérêts débiteurs libellés en dollars américains, par suite de l'affaiblissement du dollar américain en regard du dollar canadien comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent

FAITS SAILLANTS EN MATIÈRE DE RÉGLEMENTATION

Les tableaux qui suivent présentent la nature de la réglementation et un sommaire des principales décisions et demandes réglementaires liées à chacune des entreprises de services publics de gaz et d'électricité réglementés de la Société :

Nature de la réglementation
 
            Rendements autorisés
(%)  
  Caractéristiques
de soutien
Entreprise
de services
publics réglementés
  Organisme de réglemen-
tation
  Capitaux propres attribuables aux actions ordinaires autorisés
(%)
  2008 2009 2010   Année témoin future ou historique utilisée pour établir les tarifs imposés à la clientèle
TGI   British Columbia Utilities
Commission (« BCUC »)
  40(1)   RCP   Coût du service/RCP

TGI : Avant le 1er janvier 2010, partage à parts égales du bénéfice supérieur ou inférieur au RCP autorisé en vertu d'un mécanisme d'ETR abandonné le 31 décembre 2009.
8,62 8,47(2)/
9,50(3)
9,50  
TGVI   BCUC   40   9,32 9,17(2)/
10,00(3)
10,00   RCP établi par la BCUC, avec prise d'effet le 1er juillet 2009, dans le cadre d'une décision concernant le coût du capital prise au cours du quatrième trimestre de 2009. Auparavant, le RCP autorisé était fixé selon une formule d'ajustement automatique fondée sur le rendement des obligations à long terme du Canada.
Année témoin future
FortisBC   BCUC   40   9,02 8,87 9,90   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. RCP établi par la BCUC, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, dans le cadre d'une décision concernant le coût du capital prise en 2009. Auparavant, le RCP autorisé était fixé selon une formule d'ajustement automatique fondée sur le rendement des obligations à long terme du Canada.
Année témoin future
FortisAlberta   Alberta Utilities Commission
(« AUC »)
  41(4)   8,75 9,00 9,00   Coût du service/RCP

RCP établi par l'AUC, avec prise d'effet le 1er janvier 2009, dans le cadre d'une décision générale concernant le coût du capital prise au cours du quatrième trimestre de 2009. Auparavant, le RCP autorisé était fixé selon une formule d'ajustement automatique fondée sur le rendement des obligations à long terme du Canada.
Année témoin future
Newfound-
land Power
  Newfound-
land
and
Labrador
Board of Commissioners
of Public
Utilities
(« PUB »)
  45   8,95 +/-
50
points
de base
8,95 +/-
50
points
de base
9,00 +/-
50
points
de base
  Coût du service/RCP

RCP de 2010 établi par le PUB. Sauf pour 2010, le RCP autorisé est fixé selon une formule d'ajustement automatique fondée sur le rendement des obligations à long terme du Canada.
Année témoin future
Maritime
Electric
  Island
Regulatory
and Appeals Commission (« IRAC »)
  40   10,00 9,75 9,75   Coût du service/RCP
Année témoin future
FortisOntario   Commission
de l'énergie
de l'Ontario
(« CEO »)
Énergie Niagara
  40(5)   9,00 8,01 8,01   Énergie Niagara – coût du service/RCP
Énergie Niagara - 2004 a été l'année témoin historique pour 2008; 2009 utilisée comme année témoin à compter de 2009 et 2010
    Algoma
Power
  50   s.o. 8,57 8,57/
9,85
(6)
  Algoma Power – coût du service/RCP et programme de subvention visant la protection des tarifs ruraux Algoma Power – 2007 a été une année témoin pour 2009; 2010 est l'année témoin pour 2010
    Contrat de
concession
Cornwall Electric
              Cornwall Electric – prix plafond avec transfert du coût d'achat
 
Belize
Electricity
   
Public Utilities Commission (« PUC »)
   
s.o.
  RAB(7)    Ententes de quatre ans à l'égard du 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.
             10,00 10,00  -(8)     Année témoin future
Caribbean Utilities   Electricity
Regulatory
Authority
(« ERA »)
  s.o.   9,00 -
11,00
9,00 -
11,00
7,75 -
9,75
  Coût du service/RAB

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 Turks
and Caicos
  Les entreprises
de services
publics déposent
des documents
annuels auprès
du gouverne-
ment
  s.o.   17,50
(9)
17,50
(9)
17,50
(9)
  Coût du service/RAB

Si le RAB réel est moins élevé 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 imposés à la clientèle pour l'année suivante.
Année témoin future
   
1) Prise d'effet le 1er janvier 2010. Pour 2008 et 2009, la composante capitaux propres réputée autorisée de la structure du capital était composée à 35 % de capitaux propres ordinaires.
2) Avant le 1er juillet 2009
3) Prise d'effet le 1er juillet 2009
4) Prise d'effet le 1er janvier 2009. Pour 2008, la composante capitaux propres réputée autorisée de la structure du capital était composée à 37 % de capitaux propres ordinaires.
5) Prise d'effet le 1er mai 2010. Pour 2009, la composante capitaux propres réputée autorisée de la structure du capital était composée à 43,3 % de capitaux propres ordinaires à compter du 1er mai.
6) Proposé à 9,85 % avec prise d'effet le 1er juillet 2010, sous réserve de l'approbation réglementaire
7) Taux de rendement des actifs de la base tarifaire
8) RAB autorisé à établir une fois réglées les questions réglementaires
9) Chiffre prévu dans la licence. Les RAB réels atteints en 2008 et 2009 étaient substantiellement 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
Entreprise de services publics réglementés Description sommaire
TGI/TGVI
 
 
 
- Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les tarifs pour le gaz naturel et le propane avec la BCUC, et chaque année, ils passent en revue les tarifs pour les activités médianes, afin de s'assurer que les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les coûts d'achat du gaz naturel et du propane et les contrats de ressources pour les activités médianes, comme des gazoducs de tiers ou une capacité de stockage. Les coûts du gaz naturel et les coûts des activités médianes sont transférés aux clients sans majoration. Avec prise d'effet le 1er janvier 2010, la BCUC a approuvé une augmentation des tarifs pour les activités médianes liées au gaz naturel et a maintenu les tarifs pour le gaz naturel au même niveau à l'intention des clients du Lower Mainland, de la vallée du Fraser, des territoires de l'intérieur, du Nord et de Kootenay. La BCUC a également approuvé une réduction des tarifs pour le gaz naturel pour les clients à Whistler, avec prise d'effet le 1er janvier 2010. Avec prise d'effet le 1er avril 2010, la BCUC a approuvé l'augmentation des tarifs du gaz naturel pour les clients des zones de service du Lower Mainland, de la vallée du Fraser, des territoires de l'intérieur et du Nord, et de Kootenay, tandis que les tarifs du gaz naturel pour les clients de l'île de Vancouver et de Whistler et Fort Nelson sont demeurés inchangés. Avec prise d'effet le 1er juillet 2010, la BCUC a approuvé une baisse des tarifs du gaz naturel et du propane pour les clients des zones de service du Lower Mainland, de la vallée du Fraser, des territoires de l'intérieur et du Nord, et de Kootenay, tandis que les tarifs du gaz naturel pour les clients de l'île de Vancouver et de Whistler et Fort Nelson sont demeurés inchangés. 
 
- En novembre et décembre 2009, la BCUC a approuvé : i) des accords de règlement négocié relatifs aux demandes de besoins de revenus de TGI et de TGVI pour 2010 et 2011; ii) une hausse de la composante capitaux propres de TGI, avec prise d'effet le 1er janvier 2010, la portant de 35 % à 40 %; iii) une augmentation du RCP autorisé de TGI, avec prise d'effet le 1er juillet 2009, le faisant passer de 8,47 % à 9,50 % et iv) une augmentation du RCP autorisé de TGVI et de TGWI, le portant de 9,17 % à 10,00 %, avec prise d'effet le 1er juillet 2009. Dans sa décision sur la demande relative au rendement des capitaux propres et à la structure du capital, la BCUC a décidé de conserver TGI en tant que point de repère pour le calcul du RCP autorisé de certaines entreprises de services publics qui soit réglementées par la BCUC. La BCUC a également déterminé que l'ancienne formule d'ajustement automatique utilisée pour établir le RCP chaque année n'aura plus cours et que les RCP autorisés en vertu de la décision de la BCUC s'appliqueront jusqu'à ce qu'ils soient passés en revue de façon plus approfondie par la BCUC. L'accord de règlement négocié approuvé par la BCUC à l'égard de TGI ne comportait pas de clause permettant de poursuivre l'utilisation du mécanisme d'ETR après l'expiration, le 31 décembre 2009, de l'accord d'ETR précédent de TGI. La base tarifaire de mi-exercice approuvée de TGI s'établit à 2 540 millions $ pour 2010 et à 2 634 millions $ pour 2011, et la base tarifaire de mi-exercice approuvée de TGVI est d'environ 555 millions $ pour 2010 et d'environ 729 millions $ pour 2011. L'incidence des accords de règlement négocié approuvés, l'augmentation des RCP autorisés et la hausse de la composante capitaux propres de TGI ont entraîné une augmentation des tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010. Les tarifs imposés à la clientèle de TGVI, toutefois, demeureront inchangés pour la période de deux ans commençant le 1er janvier 2010, comme le prescrit l'accord de règlement négocié approuvé par la BCUC à l'égard de TGVI.
 
- En février 2010, la BCUC a approuvé la demande de TGI visant à internaliser des éléments essentiels de ses services clients et à mettre en place un nouveau système d'information sur la clientèle, sous réserve de l'acceptation par la société d'une condition de partage des risques liés aux coûts prévoyant que TGI partagera à parts égales avec sa clientèle tous les coûts ou les économies excédant un écart positif ou négatif de 10 % par rapport au coût total approuvé du projet d'environ 116 millions $, y compris le report de certaines charges d'exploitation et d'entretien. 
 
FortisBC
 
 
- En décembre 2009, la BCUC a approuvé un accord de règlement négocié relatif à la demande de besoins de revenus de FortisBC pour 2010. Cet accord a donné lieu à une hausse généralisée des tarifs d'électricité imposés à la clientèle de 6,0 % avec prise d'effet le 1er janvier 2010. La hausse des tarifs est surtout attribuable aux investissements soutenus de la société dans l'infrastructure, d'où l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique et des coûts en capital. Le RCP autorisé de FortisBC a été augmenté, passant de 8,87 % en 2009 à 9,90 % le 1er janvier 2010, par suite de la décision de la BCUC d'accroître le RCP autorisé de TGI, l'entreprise de services publics qui sert de point de repère en Colombie-Britannique. L'accord de règlement négocié approuvé par la BCUC suppose une base tarifaire de mi-exercice d'environ 975 millions $ pour 2010.
 
- En juin 2010, FortisBC a déposé auprès de la BCUC une demande d'approbation du plan de dépenses en immobilisations de 2011 de la société qui totalise environ 114 millions $, compte non tenu des apports de la clientèle d'environ 11 millions $, et comprend un montant d'environ 6 millions $ associé aux programmes de gestion de la demande. 
 
FortisAlberta
 
 
 
 
- En juin 2009, FortisAlberta a déposé une demande générale de nouveaux tarifs de distribution pour deux années, soit les années 2010 et 2011. La demande prévoit une base tarifaire de mi-exercice d'environ 1 538 millions $ pour 2010 et d'environ 1 724 millions $ pour 2011. La demande proposait une augmentation moyenne des tarifs de base de distribution de l'électricité imposés à la clientèle de 13,3 % pour 2010 et de 14,9 % pour 2011, compte non tenu de l'incidence de l'augmentation du RCP autorisé et de la composante capitaux propres, conformément à la décision générale de l'AUC relative au coût du capital pour 2009 (la « décision de l'AUC pour 2009 »), comme décrit ci-dessous. Les augmentations de tarifs proposées sont surtout attribuables à l'investissement actuel de la Société dans l'infrastructure pour soutenir la croissance de la clientèle et maintenir et moderniser le réseau électrique.
 
- En décembre 2009, FortisAlberta a déposé auprès de l'AUC une mise à jour des prévisions de besoins de revenus pour 2010 et 2011, surtout afin de refléter la décision de l'AUC pour 2009. La décision de l'AUC pour 2009 a établi un RCP autorisé général de 9,00 % pour 2009 et 2010 pour toutes les entreprises de services publics de l'Alberta régies par l'AUC. Ce RCP autorisé est supérieur au RCP autorisé provisoire de 8,51 % qui était applicable à FortisAlberta en 2009. La formule d'ajustement automatique du RCP ne sera plus utilisée jusqu'à ce qu'elle ait fait l'objet d'un examen plus approfondi par l'AUC. L'AUC a aussi accru la composante capitaux propres de FortisAlberta pour la porter de 37 % à 41 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009. L'incidence annuelle favorable de 4,1 millions $ en 2009 de la décision de l'AUC pour 2009 a été comptabilisée dans les produits du quatrième trimestre de 2009, et devrait être recouvrée dans les tarifs d'électricité imposés à la clientèle en 2011. 
 
- En décembre 2009, l'AUC a approuvé, à titre provisoire, une hausse moyenne de 7,5 % des tarifs de base de distribution d'électricité imposés aux clients de FortisAlberta avec prise d'effet le 1er janvier 2010. Une décision sur la demande de nouveaux tarifs de distribution a été rendue en juillet 2010. Bien que la décision soit, dans une large mesure, conforme aux attentes, la prévision révisée du coût en capital du projet de compteurs automatisés sera approuvée après négociation avec les groupes clients. La société déposera une nouvelle demande auprès de l'AUC d'ici le 30 août 2010, aux fins de conformité, et les incidences de la décision devraient être intégrées dans les résultats financiers du troisième trimestre de la société. 
 
- L'AUC a entrepris un processus de réforme de la réglementation sur les tarifs de services publics en Alberta. L'AUC a exprimé son intention d'appliquer une formule d'ETR aux tarifs du service de distribution dès le 1er juillet 2012. FortisAlberta évalue actuellement la formule d'ETR et participera activement au processus de l'AUC. 
 
Newfoundland Power
 
 
 
 
 
 
 
- En décembre 2009, le PUB a rendu sa décision sur la demande tarifaire générale révisée de Newfoundland Power pour 2010, qui s'est soldée par une augmentation moyenne globale d'environ 3,5 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2010. L'augmentation de tarifs reflète l'incidence d'une hausse du RCP autorisé passé à 9,00 % en regard de 8,95 % en 2009, décidée par le PUB pour 2010, et une hausse de la base tarifaire et des charges d'exploitation, y compris les coûts des régimes de retraite. La décision du PUB suppose une base tarifaire de mi-exercice d'environ 869 millions $ pour 2010. Le PUB a également ordonné que le RCP autorisé de Newfoundland Power pour 2011 et 2012 soit établi au moyen de la formule d'ajustement automatique du RCP.
 
- En avril 2010, le PUB a approuvé telle quelle la demande de la société de changer l'actuelle formule d'ajustement automatique du RCP. Des prévisions de consensus seront dorénavant utilisées pour déterminer le taux sans risque servant au calcul du coût prévisionnel des capitaux propres à utiliser dans la formule pour 2011 et 2012. L'approche précédente était fondée sur une observation sur dix jours du rendement à long terme des obligations du Canada comme taux sans risque prévisionnel. 
 
- Aux termes d'un accord de partenariat sur l'utilisation conjointe d'installations entre Newfoundland Power et Bell Aliant (auparavant Aliant Telecom Inc.), Newfoundland Power a reçu avis, en juin 2010, de l'intention de Bell Aliant de ne pas renouveler ledit accord, qui prend fin le 31 décembre 2010, et de racheter 40 % de tous les poteaux à utilisation conjointe de Newfoundland Power pour une valeur comptable. En vertu de l'accord, Newfoundland Power a acheté de Bell Aliant, en 2001, environ 70 000 poteaux de distribution à utilisation conjointe pour une valeur comptable d'environ 40 millions $. Bell Aliant loue de l'espace sur ces poteaux de Newfoundland Power depuis 2001. Toute revente de poteaux à utilisation conjointe à Bell Aliant nécessitera une approbation réglementaire. À l'achat des poteaux, Bell Aliant aura aussi l'obligation d'installer et d'entretenir, sur une base permanente, 40 % des poteaux utilisés conjointement. Une fois que les modalités finales auront été négociées entre Newfoundland Power et Bell Aliant, Newfoundland Power pourra évaluer l'incidence de cette transaction sur ses résultats d'exploitation, sa situation financière et ses flux de trésorerie futurs. 
 
- Newfoundland Power a soumis une proposition au PUB en juin 2010 relativement à la comptabilisation et au recouvrement des coûts des régimes d'avantages complémentaires de retraite. La société recommande au PUB : i) d'adopter la méthode de la comptabilité d'exercice pour les coûts des régimes d'avantages complémentaires de retraite à compter du 1er janvier 2011; ii) de recouvrer le solde transitoire, ou l'actif réglementaire, associé à l'adoption de la comptabilité d'exercice sur une période de 15 ans; et iii) d'adopter un compte de report afin de rendre compte des écarts dans les coûts des régimes d'avantages complémentaires de retraite découlant de changements dans les hypothèses associés à l'évaluation des obligations liées à ces régimes. L'actif réglementaire s'établissait à environ 47 millions $ au 31 décembre 2009. Le PUB examine actuellement la proposition. 
 
- En juillet 2010, Newfoundland Power a déposé auprès du PUB une demande d'approbation de son plan de dépenses en immobilisations de 2011 totalisant environ 73 millions $. 
 
- Avec prise d'effet le 1er juillet 2010, les tarifs d'électricité imposés aux clients de Newfoundland Power ont subi une augmentation moyenne globale d'environ 1,7 %, résultat de l'application annuelle normale du Plan de stabilisation des tarifs de Newfoundland and Labrador Hydro (« Newfoundland Hydro »). Les écarts au niveau du coût du combustible utilisé pour produire l'électricité que Newfoundland Hydro vend à Newfoundland Power sont pris en compte et transférés aux clients de Newfoundland Power par application du Plan de stabilisation ses tarifs. L'augmentation des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power. 
 
- Newfoundland Power évalue actuellement la nécessité de déposer une demande auprès du PUB afin de recouvrer la hausse des coûts prévue en 2011. 
 
Maritime Electric
 
- En juillet 2010, l'IRAC a approuvé la demande de tarifs de Maritime Electric pour 2010-2011 prévoyant : i) une augmentation du coût de l'énergie de référence dans les tarifs d'électricité de base, avec prise d'effet le 1er août 2010; ii) l'amortissement des coûts de l'énergie de remplacement engagés durant la remise en état de la centrale nucléaire Pointe Lepreau (« Pointe Lepreau ») d'Énergie NB sur une période de 25 ans, correspondant à la durée de vie prolongée de la centrale; et iii) un RCP autorisé de 9,75 % pour 2010 et 2011, soit le même qu'en 2009.
 
FortisOntario
 
 
 
- En avril 2010, FortisOntario a reçu des décisions et ordonnances de la CEO relativement aux demandes d'établissement des tarifs de distribution d'électricité aux termes du mécanisme tarifaire incitatif de troisième génération visant à harmoniser les tarifs de Fort Erie et de Gananoque avec ceux de Port Colborne, à compter du 1er mai 2010, Pour les années exclues du nouveau calcul, les tarifs d'électricité imposés à la clientèle sont établis au moyen de facteurs inflationnistes moins une cible d'efficience, à l'aide du mécanisme tarifaire incitatif de troisième génération de la CEO. La hausse des tarifs d'électricité de base qui en est résultée, qui ont pris effet le 1er mai 2010, a été minimale, une hausse de l'inflation de 1,3 % ayant été compensée en partie par une cible d'efficience de 1,12 %. Les tarifs d'électricité approuvés étaient également fondés sur une structure du capital réputée comprenant 40 % de capitaux propres et reflètent un RCP autorisé de 8,01 %.
 
- En juin 2010, FortisOntario a déposé une nouvelle demande de tarifs de distribution d'électricité en fonction du coût du service pour Algoma Power pour les tarifs prenant effet le 1er juillet 2010 et le 1er janvier 2011, fondés respectivement sur les années témoins 2010 et 2011. La demande propose une augmentation d'environ 14,6 % des tarifs de livraison d'électricité en 2010 et une augmentation d'environ 7,4 % des tarifs de 2011. La demande se fonde sur une structure du capital réputée comprenant 40 % de capitaux propres et un RCP autorisé actuellement estimé de 9,85 %. 
 
- Au deuxième semestre de 2010, FortisOntario prévoit déposer des demandes de tarifs de distribution d'électricité afin d'harmoniser les tarifs de Fort Erie et de Gananoque avec ceux de Port Colborne avec prise d'effet le 1er janvier 2011, prenant 2011 comme année témoin future. 
 
Belize Electricity
 
- Les modifications apportées à la législation sur l'électricité par le gouvernement du Belize et la PUC ainsi que la décision finale rendue par la PUC en juin 2008 sur la demande de tarif de Belize Electricity pour 2008-2009 et la modification apportée à la décision finale de juin 2008, qui étaient fondées sur la législation modifiée, ont fait l'objet d'une contestation judiciaire par Belize Electricity dans le cadre de plusieurs instances. Le processus judiciaire se poursuit, donnant lieu à des décisions provisoires, des jugements et des appels. À l'heure actuelle, il est impossible de prédire quand ces instances s'achèveront et quelle en sera l'issue finale. En réponse à une demande de Belize Electricity, la Cour suprême du Belize a émis une ordonnance en juin 2010 interdisant au PUC d'entamer toute procédure de révision tarifaire, de modifier des tarifs et de prendre des mesures pénales ou d'application de la loi contre Belize Electricity jusqu'à ce que la Cour suprême ait rendu une autre ordonnance.
 
Caribbean Utilities
 
 
 
- En février 2010, l'ERA a approuvé le plan d'investissement en immobilisations de 98 millions $ US de Caribbean Utilities pour 2010-2014, lequel prévoit des dépenses liées à l'expansion de la capacité autre que de production. Les besoins pour les unités de production additionnelles font l'objet d'un processus d'appel d'offres.
 
- En mai 2010, Caribbean Utilities a soumis à l'ERA ses calculs annuels obtenus au moyen du mécanisme d'ajustement des plafonds tarifaires, comme le stipule la licence de transport et de distribution de l'entreprise. Ce mécanisme, qui permet aux tarifs d'électricité de base de suivre l'inflation, n'a produit aucun ajustement tarifaire qui, le cas échéant, serait entré en vigueur le 1er juin 2010, la légère inflation de l'indice des prix aux États-Unis ayant été compensée par la déflation de l'indice des prix aux îles Caïmans pour l'année civile 2009. 
 
Fortis Turks and Caicos
 
 
 
 
- En mars 2010, Fortis Turks and Caicos mettait l'accent, dans son dépôt réglementaire annuel pour 2009, sur le rendement de la société en 2009 et sur ses projets d'investissement liés à l'expansion pour 2010.
 
- En mars 2010, Fortis Turks and Caicos a déposé une demande de révision du tarif d'électricité auprès du ministère des travaux, du logement et des services publics du gouvernement des îles Turks et Caicos conformément à l'article 34 de l'Electricity Ordinance. La demande sollicitait une hausse moyenne de 7 % des tarifs de base de l'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 31 mai 2010. La hausse de tarifs aurait été la première hausse imposée par Fortis Turks and Caicos depuis sa constitution. Les objectifs de la révision du tarif d'électricité incluaient l'établissement de taux distincts pour les diverses catégories de clients par le biais d'une étude de répartition du coût du service, l'uniformisation de la structure tarifaire pour toute la zone de service de Fortis Turks and Caicos et la permission pour l'entreprise de commencer à recouvrer son déficit réglementaire accumulé au 31 décembre 2009 en réalisant son niveau de bénéfice autorisé. 
 
- En juin 2010, Fortis Turks and Caicos a reçu un avis du gouverneur des îles Turks et Caicos l'informant que la demande de révision du tarif d'électricité de la société n'était pas acceptée en raison de préoccupations quant à l'incidence que la hausse de tarifs proposée pourrait avoir sur des secteurs clés de l'économie des îles. Fortis Turks and Caicos est toujours en pourparlers avec le gouvernement et a demandé au gouverneur de nommer un consultant indépendant afin qu'il analyse la demande et le mécanisme d'établissement des tarifs en place et fasse des recommandations. 

SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Le tableau qui suit présente les principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés entre le 30 juin 2010 et le 31 décembre 2009.

Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié) entre le 30 juin 2010 et le 31 décembre 2009
 
Compte du bilan Augmentation/
(diminution)
(en millions $)
Explication
Débiteurs (78) Le recul est dû principalement à l'incidence d'une baisse saisonnière des ventes attribuable aux sociétés Terasen Gas.
Actifs réglementaires à court et à long terme 69 L'augmentation résulte principalement des reports par les sociétés Terasen Gas associés : i) à une variation de 38 millions $ de la juste valeur de marché des dérivés sur gaz naturel; et ii) à l'épuisement du compte de redressement du coût des marchandises au moyen du remboursement aux clients dans les tarifs courants, contrebalancés en partie par une réduction du compte de redressement du coût des activités médianes, les montants recouvrés auprès des clients au moyen des tarifs dépassant les coûts réels des activités médianes de livraison du gaz.
Stocks (34) La diminution s'explique surtout par la réduction saisonnière normale du gaz en stock pour les sociétés Terasen Gas, étant donné la consommation plus élevée au cours des mois d'hiver.
Immobilisations de services publics 242 L'augmentation résulte essentiellement des 413 millions $ investis dans les réseaux d'électricité et de gaz, et de l'effet de change dû à la conversion des immobilisations de services publics libellées en monnaie étrangère, contrebalancés en partie par l'amortissement et les apports de la clientèle pour le semestre terminé le 30 juin 2010.
Emprunts à court terme (196) La diminution découle essentiellement du remboursement d'emprunts à court terme par TGI à même le produit d'une injection de capitaux de Fortis, de la baisse des emprunts effectués par les sociétés Terasen Gas en raison du caractère saisonnier de leurs activités et du reclassement d'un montant de 70 millions $ emprunté en vertu de la facilité de crédit de TGVI dans la dette à long terme au moment de la renégociation de la facilité de crédit confirmée de la société. La diminution a été neutralisée en partie par une hausse des emprunts à Maritime Electric dans le but de financer 15 millions $ de la dette à long terme arrivant à échéance, et à Caribbean Utilities, pour financer des dépenses en immobilisations.
Créditeurs et charges à payer (47) La diminution tient à une baisse des montants à payer pour le gaz naturel acheté par les sociétés Terasen Gas et pour l'électricité achetée par Newfoundland Power en raison du caractère saisonnier des activités, en partie compensée par la variation de 38 millions $ de la juste valeur de marché des dérivés sur gaz naturel pour les sociétés Terasen Gas.
Dividendes à verser 49 L'augmentation tient au calendrier de déclaration des dividendes sur actions ordinaires pour le premier trimestre de 2010 et à une hausse du dividende sur actions ordinaires trimestriel déclaré, passé de 0,26 $ par action à 0,28 $ par action.
Passifs réglementaires à court et à long terme 23 L'augmentation s'explique surtout par une hausse du compte de report de stabilisation tarifaire à TGVI, reflet de l'accumulation des coûts de service à la clientèle recouvrés en trop depuis le début de l'exercice 2010, compensée en partie par une réduction du compte lié au mécanisme de rajustement pour la stabilisation des produits de TGI, les volumes de gaz naturel consommés ayant été plus bas que prévu au cours du premier semestre de 2010.
Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location-acquisition (y compris la tranche échéant à moins de un an) 23 La hausse résulte d'une augmentation nette de 157 millions $ des emprunts sur les facilités de crédit confirmées classés à long terme, du reclassement d'un montant de 70 millions $ emprunté à court terme par TGVI en vertu d'une facilité de crédit confirmée et de l'effet de change à la conversion d'une dette à long terme libellée en monnaie étrangère. La hausse a été en partie atténuée par les remboursements réguliers des emprunts, y compris le remboursement de 15 millions $ de débentures à 12 % de Maritime Electric arrivant à échéance à même le produit d'emprunts à court terme, et le rachat des 125 millions $ de titres de participation à 8,0 % de Terasen à même le produit d'emprunts faits sur la facilité de crédit confirmée de la Société.
Capitaux propres 302 L'augmentation vient principalement de l'émission d'actions privilégiées à taux d'intérêt fixe rétabli sur cinq ans, d'un capital de 250 millions $, en janvier 2010. Le reste de l'augmentation se rapporte au bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires pour les six mois terminés le 30 juin 2010, diminué des dividendes sur actions ordinaires, et 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.

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Sommaire des flux de trésorerie consolidés : 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 2010, par rapport aux périodes comparatives de 2009, et est suivi d'une analyse de la nature des variations des flux de trésorerie.

Sommaire des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)  
   
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010   2009   Écart   2010   2009   Écart  
Trésorerie au début de la période 92   94   (2 ) 85   66   19  
Flux de trésorerie liés à ce qui suit :                        
  Activités d'exploitation 204   275   (71 ) 453   504   (51 )
  Activités d'investissement (229 ) (272 ) 43   (405 ) (482 ) 77  
  Activités de financement 3   41   (38 ) (62 ) 50   (112 )
  Effet de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie 1   (1 ) 2   -   (1 ) 1  
Trésorerie à la fin de la période 71   137   (66 ) 71   137   (66 )

Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, ont diminué de 71 millions $ en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet de variations négatives du fonds de roulement des sociétés Terasen Gas, qui découlent des écarts entre le prix du gaz naturel et le coût du gaz naturel facturé aux clients d'une période à l'autre et des effets distincts du caractère saisonnier.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, ont marqué une baisse de 51 millions $ depuis le début de l'exercice en regard de la période correspondante de 2009, attribuable à des variations négatives du fonds de roulement compensées en partie par une hausse des bénéfices. Les variations négatives du fonds de roulement sont attribuables aux sociétés Terasen Gas pour les raisons mentionnées ci-dessus pour le trimestre, compensées en partie par : i) des variations favorables dans le compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator (« AESO ») de FortisAlberta; ii) le calendrier de paiement des taxes foncières et d'autres paiements de FortisBC; iii) une baisse du montant des impôts des sociétés versés par les sociétés Terasen Gas et Newfoundland Power; et iv) le moment de la déclaration des dividendes sur les actions ordinaires pour le premier trimestre de 2010.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont reculé de 43 millions $ pour le trimestre et de 77 millions $ pour le premier semestre de 2010 comparativement aux périodes correspondantes de 2009. Le recul découle de la diminution des dépenses en immobilisations brutes de FortisAlberta, due surtout à une baisse de la demande de nouveaux services chez les clients des secteurs résidentiel, de l'irrigation et agricole, et à une réduction des dépenses consacrées au matériel, aux installations et aux projets d'immobilisations pour le transport de l'AESO. La baisse des dépenses en immobilisations brutes des entreprises de services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes, de Fortis Generation et des sociétés Terasen Gas a été annulée en partie par une hausse des dépenses en immobilisations brutes de FortisBC.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 3 millions $ pour le deuxième trimestre de 2010, comparativement à des flux de trésorerie provenant des activités de financement de 41 millions $ pour le trimestre correspondant de 2009. Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement ont atteint 62 millions $ pour le premier semestre de 2010, comparativement à des flux de trésorerie provenant des activités de financement de 50 millions $ pour la période correspondante de 2009. Pour le trimestre et le semestre, la baisse du produit tiré de la dette à long terme, la hausse des remboursements sur la dette à long terme et la hausse des dividendes sur les actions ordinaires et privilégiées par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent ont été atténuées par des écarts favorables dans les emprunts à court terme, une hausse du produit tiré des emprunts nets sur les facilités de crédit confirmées et une augmentation du produit tiré de l'émission d'actions ordinaires. Le produit de l'émission d'actions privilégiées a également augmenté pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2009.

Le produit net tiré des emprunts à court terme a été de 55 millions $ pour le deuxième trimestre de 2010 comparativement à des remboursements nets d'emprunts à court terme de 89 millions $ au premier trimestre de 2009. Les remboursements nets sur les emprunts à court terme se sont établis à 126 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice, comparativement à 239 millions $ pour la période correspondante de 2009. Les variations des emprunts à court terme pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2010 sont attribuables aux sociétés Terasen Gas. En janvier 2010, TGI a remboursé des emprunts à court terme à même le produit d'une injection de capitaux propres par la Société.

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 confirmées pour le trimestre et depuis le début de l'exercice, en regard de ceux des périodes correspondantes de l'exercice précédent, sont résumés dans les tableaux qui suivent.

Produit des émissions de titres de créance à long terme, déduction faite des frais d'émission (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010 2009   Écart   2010 2009   Écart  
Sociétés Terasen Gas - -   -   - 99(1 ) (99 )
FortisAlberta - -   -   - 99(2 ) (99 )
FortisBC - 104 (3) (104 ) - 104(3 ) (104 )
Newfoundland Power - 65 (4) (65 ) - 65(4 ) (65 )
Caribbean Utilities - 34 (5) (34 ) - 34(5 ) (34 )
Total - 203   (203 ) - 401   (401 )
1) Émission 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 des débentures non garanties à 10,75 %, d'un capital de 60 millions $, venues à échéance en juin 2009.
2) Émission 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 confirmées et aux fins générales du siège social.
3) Émission 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 confirmées, aux fins générales du siège social, y compris le financement de dépenses en immobilisations et des besoins du fonds de roulement, ainsi qu'au remboursement des débentures à 6,75 %, d'un capital de 50 millions $, venues à échéance en juillet 2009.
4) Émission 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 les facilités de crédit confirmées et aux fins générales du siège social, y compris le financement de dépenses en immobilisations.
5) Émission, 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.
   
   
   
Remboursements sur la dette à long terme et obligations liées aux contrats de location-acquisition (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010   2009   Écart   2010   2009   Écart  
Sociétés Terasen Gas (1 ) (63 ) 62   (1 ) (63 ) 62  
Maritime Electric (15 ) -   (15 ) (15 ) -   (15 )
Caribbean Utilities (15 ) (16 ) 1   (15 ) (16 ) 1  
Fortis Properties (38 ) (3 ) (35 ) (52 ) (5 ) (47 )
Siège social – Terasen (125)1 ) -   (125 ) (125)1 ) -   (125 )
Divers (2 ) (3 ) 1   (4 ) (7 ) 3  
Total (196 ) (85 ) (111 ) (212 ) (91 ) (121 )
1) En avril 2010, Terasen a racheté pour une contrepartie au comptant la totalité de ses 125 millions $ de titres de capital à 8,0 % avec le produit d'emprunts sur la facilité de crédit confirmée de la Société.
   
   
   
Emprunts (remboursements), montant net, sur les facilités de crédit consenties (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin Trimestre   Cumul annuel  
(en millions $) 2010 2009   Écart   2010 2009   Écart  
FortisAlberta 20 55   (35 ) 60 1   59  
FortisBC 21 (36 ) 57   12 (31 ) 43  
Newfoundland Power 2 (57 ) 59   13 (27 ) 40  
Siège social 143 90   53   72 114   (42 )
Total 186 52   134   157 57   100  

Les emprunts effectués par les entreprises de services publics sur les facilités de crédit sont principalement destinés à leurs programmes d'investissement 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 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 confirmée de la Société. 

Le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires a augmenté de 5 millions $ au cours du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 15 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2009, reflétant l'incidence de la participation des actionnaires au Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions bonifié de la Société. Ce régime offre aux actionnaires ordinaires participants un escompte de 2 % à l'achat d'actions ordinaires, émises sur le capital-actions autorisé, avec des dividendes réinvestis.

En janvier 2010, Fortis a réalisé une émission d'actions privilégiées d'un capital de 250 millions $ à taux d'intérêt fixe rétabli sur cinq ans. Le produit net d'environ 242 millions $ a servi à régler des emprunts sur la facilité de crédit confirmée de la Société et à financer une injection de capitaux propres dans TGI.

Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 49 millions $ pour le deuxième trimestre, en hausse de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de 2009, en raison surtout d'une hausse du dividende trimestriel déclaré. Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 145 millions $ pour le premier semestre de 2010, en hausse de 57 millions $ par rapport au semestre correspondant de 2009. L'augmentation est surtout due au calendrier de déclaration des dividendes sur actions ordinaires pour le premier trimestre de 2010 et à une hausse des dividendes sur actions ordinaires trimestriels déclarés. Le dividende déclaré par action ordinaire s'est établi à 0,28 $ au premier et au deuxième trimestres de 2010, comparativement à 0,26 $ au premier et au deuxième trimestres de 2009.

Les dividendes sur actions privilégiées ont augmenté de 3 millions $ pour le trimestre et de 5 millions $ pour les six premiers mois de l'exercice 2009 par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, sous l'effet des dividendes associés à l'émission de 10 millions d'actions privilégiées en janvier 2010.

Obligations contractuelles : Le tableau qui suit présente, au 30 juin 2010, 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 2009.

Obligations contractuelles (non vérifié)
Au 30 juin 2010
(en millions $)
Total Échéant
dans moins
de 1 an
Échéant
dans
2 et 3 ans
Échéant
dans
4 et 5 ans
Échéant
après
5 ans
Dette à long terme 5 523 156 561 773 4 033
Poste de transformation Brilliant 61 3 5 5 48
Obligations liées aux contrats d'achat de gaz(1) 620 277 222 121 -
Obligations liées aux contrats d'achat d'électricité          
FortisBC(2) 2 917 44 89 82 2 702
FortisOntario 486 47 96 169 174
Maritime Electric 60 41 2 2 15
Belize Electricity 317 29 67 59 162
Coût en capital 410 26 33 32 319
Ententes sur les actifs à utilisation commune et les services partagés 61 3 6 6 46
Location de bureaux – FortisBC 18 1 3 3 11
Obligations liées aux contrats de location-exploitation 140 17 30 26 67
Achat d'équipement – Fortis Turks and Caicos 5 5 - - -
Cotisations de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées(3) 38 16 16 4 2
Autres obligations contractuelles(4) 22 5 9 6 2
Total 10 678 670 1 139 1 288 7 581
1) En fonction des prix des indices au 30 juin 2010
2) Au cours du premier trimestre de 2010, FortisBC a conclu un contrat avec Powerex Corp., filiale en propriété exclusive de BC Hydro, pour des achats de capacité hivernale à prix fixe jusqu'à février 2016 pour un montant total d'environ 16 millions $ US. Si FortisBC a accès à de nouvelles ressources, comme des projets d'immobilisations ou des projets contractuels, avant l'expiration de ce contrat, FortisBC pourra mettre un terme au contrat en tout temps après le 1er juillet 2013, sous réserve d'un préavis écrit d'au moins trois mois à Powerex Corp.
3) Les cotisations de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidées incluent les montants pour services rendus en cours et pour la solvabilité ainsi que les cotisations au titre de la capitalisation spéciales. Les cotisations sont fondées sur des estimations provenant des plus récentes évaluations actuarielles terminées, qui fournissent généralement des estimations en matière de capitalisation pour une période de trois à cinq ans à partir de la date des évaluations. Par conséquent, les cotisations réelles de capitalisation des régimes de retraite pourraient être plus élevées que ces estimations, une fois que seront terminées les prochaines évaluations actuarielles aux fins de la capitalisation, qui devraient être réalisées aux dates suivantes pour les régimes de retraite à prestations déterminées les plus importants :
  31 décembre 2009 Terasen (régimes des employés non syndiqués)
  31 décembre 2010 Terasen (régimes des employés syndiqués) et FortisBC
  31 décembre 2011 Newfoundland Power
4) Les autres obligations contractuelles comprennent les obligations liées aux contrats de location-acquisition, les contrats de location-exploitation et les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations de FortisBC.
 
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. À 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 2009, et TGVI a remboursé environ 4 millions $ des prêts au cours du deuxième trimestre de 2010. Au 30 juin 2010, le solde des prêts gouvernementaux à rembourser s'établissait à environ 49 millions $, dont environ 4 millions $ étaient classés dans la tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an. Les obligations de remboursement des prêts gouvernementaux 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 capacité de TGVI de remplacer les prêts gouvernementaux par un financement par emprunt subordonné non gouvernemental à des conditions commerciales raisonnables. Toutefois, TGVI prévoit effectuer les versements suivants sur les prêts : 20 millions $ en 2012, 14 millions $ au cours de 2013 et 2014, puis 15 millions $ par la suite.  
 
Caribbean Utilities a un contrat d'achat de combustible principal avec un important fournisseur auprès duquel elle s'est engagée à acheter 80 % du combustible dont elle aura besoin pour alimenter sa centrale diesel. Le contrat initial, d'une durée de trois ans, est arrivé à échéance en avril 2010. Caribbean Utilities continue à mener ses activités en se conformant aux modalités du contrat initial. 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 souhaitée. Aucun avis de résiliation n'a été donné par l'une ou l'autre partie, à ce jour. Ainsi, le contrat est automatiquement renouvelé jusqu'en 2011. La quantité de combustible à acheter en vertu du contrat pour 2010 est d'environ 25 millions de gallons impériaux.  
 
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.  

Structure du capital : Les activités principales de la Société, soit 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 leur infrastructure. Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales 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 qu'à conserver des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs. Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient la 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 sa clientèle. 

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

Structure du capital (non vérifié) Aux
  30 juin 2010 31 décembre 2009
  (en millions $) (%) (en millions $) (%)
Total de la dette et des obligations liées aux contrats de location-acquisition (déduction faite de la trésorerie)(1) 5 671 57,7 5 830 60,2
Actions privilégiées(2) 912 9,3 667 6,9
Capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires 3 248 33,0 3 193 32,9
Total(3) 9 831 100,0 9 690 100,0
1) Comprennent la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de location-acquisition, incluant la tranche échéant à moins de un an, et les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie
2) Comprennent les actions privilégiées classées tant comme passifs à long terme que comme capitaux propres
3) Exclut les montants liés aux participations ne donnant pas le contrôle

La modification de la structure du capital découle de l'émission de 250 millions $ d'actions privilégiées en janvier 2010; du nombre accru d'actions ordinaires en circulation, qui reflète l'incidence du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions bonifié de la Société; et du remboursement des emprunts sur les facilités de crédit à même le produit de l'émission d'actions privilégiées.

Notes de crédit : Les notes de la Société se présentent comme suit :

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

En mai 2010, S&P a confirmé sa note de crédit actuelle pour Fortis, soit A- (stable). En juin 2010, DBRS a confirmé sa note de crédit actuelle pour Fortis, soit BBB (élevé), mais a changé la tendance de « stable » à « positive ». Ces notes et le récent changement de tendance par DBRS reflètent le profil de faible risque d'affaires de la Société et la diversité de ses activités, 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'importante réduction de la dette externe à Terasen, les solides paramètres de crédit de la Société, et la capacité et l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition et l'intégration d'entreprises de services publics réglementés stables, financées de manière prudente.

Programme d'investissement : 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 un rendement constant et amélioré, ainsi que la fiabilité et la sécurité des réseaux de gaz et d'électricité, et pour répondre aux besoins de la clientèle croissante. Tous les coûts considérés comme des coûts de maintenance et de réparation sont passés en charges 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 2010, les dépenses en immobilisations consolidées brutes ont totalisé 432 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour le premier semestre de 2010.

Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)(1)
Cumul annuel au 30 juin 2010
(en millions $)
Socié-
tés
Tera-
sen
Gas
Fortis
Alber-
ta(2)
Fortis
BC
New-
found-
land
Power
Autres
entre-
prises
de ser-
vices
publics
d'élec-
tricité
régle-
mentés
au Ca-
nada
Total –
Entre-
prises
de ser-
vices
publics
régle-
mentés
au Ca-
nada
Entre-
prises
de ser-
vices
publics
d'élec-
tricité
régle-
mentés
dans
les
Caraï-
bes
Entre-
prises
 de ser-
vices
publics
non
régle-
mentés
(3)
Fortis
Proper-
ties
Total
110 153 63 36 21 383 36 4 9 432
1) Se rapportent aux immobilisations de services publics, aux biens productifs et aux actifs incorporels, et comprennent les dépenses en immobilisations associées aux actifs en construction. Comprennent les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des lieux, déduction faite du produit de récupération, pour les services publics dont les dépenses de ce type sont admises dans la base tarifaire de 2010. Excluent la composante capitalisée amortissement et capitaux propres sans effet sur la trésorerie de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction
2) Comprennent les paiements à l'AESO relatifs aux projets d'investissements dans le transport
3) Comprennent les dépenses en immobilisations des actifs de production non réglementés et du siège social

Aucun changement important n'a été apporté aux prévisions de dépenses en immobilisations consolidées brutes pour 2010 par rapport au montant approximatif de 1,1 milliard $ prévu et indiqué dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande d'énergie, des conditions climatiques et des coûts de la main-d'œuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs, y compris la conjoncture économique, qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues. 

Il n'y a pas de nouvelles informations importantes à communiquer quant à l'importance, à la nature et au calendrier prévus des principaux projets d'immobilisations de la Société par rapport à l'information fournie à cet égard dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, si ce n'est l'information fournie ci-après.

Au cours de 2010, FortisAlberta a poursuivi les travaux de remplacement des anciens compteurs par des compteurs automatisés. Le coût total du projet, y compris le programme pilote, devrait avoisiner les 141 millions $, une diminution par rapport aux 155 millions $ prévus au 31 décembre 2009. Le coût en capital de ce projet pourrait être revu à nouveau après négociation avec les groupes clients et réception de l'approbation réglementaire.

En mai 2010, Fortis Turks and Caicos a reçu livraison d'une des deux unités diesel d'une capacité de production combinée d'environ 18 MW. La première unité devrait entrer en service en septembre 2010.

Pour la période de cinq exercices s'étalant de 2010 à 2014, les dépenses en immobilisations brutes consolidées devraient avoisiner 5 milliards $. Les dépenses en immobilisations devraient être engagées dans une proportion de quelque 71 % par les entreprises de services publics d'électricité réglementés, principalement par FortisAlberta et FortisBC, et 27 % des dépenses en immobilisations devraient être engagés par les entreprises de services publics de gaz réglementés. Environ 2 % des dépenses 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 : À 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 ou pour les versements de dividendes à Fortis. Des emprunts sur les facilités de crédit peuvent être nécessaires de temps à autre pour répondre aux besoins saisonniers de fonds de roulement. On prévoit également que les programmes d'investissement des filiales seront financés par une combinaison d'emprunts sur les facilités de crédit, d'injections de capitaux 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 confirmée 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 confirmée afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes.

En date du 30 juin 2010, la direction prévoyait que les échéances et les remboursements sur la dette à long terme consolidée se chiffreront à environ 300 millions $ en moyenne au cours de chacun des cinq prochains exercices. Ensemble, les facilités de crédit disponibles et le volume annuel relativement faible des échéances et des remboursements de la dette procurent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment de leurs appels aux marchés financiers.

Par suite de la décision finale rendue en juin 2008 par l'organisme de réglementation de Belize Electricity relativement à la demande de tarif pour 2008-2009, Belize Electricity ne respecte pas certaines clauses restrictives de sa dette qui lui imposent des ratios financiers à l'égard des prêts contractés auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement et la Banque de développement des Caraïbes, qui totalisaient 6 millions $ (11 millions $ BZ) au 30 juin 2010. 

Comme les actifs hydroélectriques et les droits d'utilisation de l'eau de la société Exploits ont été cédés en garantie du prêt à terme de la société Exploits, l'expropriation de ces actifs et de ces droits par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a créé un cas de défaut en vertu des modalités du prêt. Le prêt à terme est sans recours contre Fortis et s'élevait à environ 58 millions $ au 30 juin 2010 (59 millions $ au 31 décembre 2009). Les prêteurs n'ont pas exigé un remboursement anticipé du prêt à terme. Les remboursements prévus sur le prêt à terme sont effectués par Nalcor Energy, société d'État qui agit à titre d'agent du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador en ce qui a trait aux questions d'expropriation.

Au 30 juin 2010, Fortis et ses filiales respectaient leurs clauses restrictives, à l'exception de certaines dettes de Belize Electricity et de la société Exploits décrits ci-dessus, et devraient continuer de les respecter au cours de 2010.

Facilités de crédit : Au 30 juin 2010, Fortis et ses filiales disposaient de facilités de crédit consolidées d'environ 2,1 milliards $, dont 1,4 milliard $ étaient inutilisés, y compris une tranche inutilisée de 403 millions $ de la facilité de crédit renouvelable confirmée de 600 millions $ de la Société. Les facilités de crédit sont presque toutes conclues auprès des sept plus grandes banques canadiennes, aucune banque ne détenant plus de 25 % de ces facilités. Une tranche d'environ 2,0 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités confirmées, dont la majeure partie vient présentement à échéance entre 2011 et 2013.

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

Facilités de crédit (non vérifié)       Aux  
(en millions $) Siège social et autres   Entreprises de services publics réglementés   Fortis Properties   30 juin 2010   31 décembre 2009  
Total des facilités de crédit 645   1 455   13   2 113   2 153  
Facilités de crédit utilisées :                    
  Emprunts à court terme -   (218 ) (1 ) (219 ) (415 )
  Dette à long terme, y compris la tranche échéant à moins de un an (197 ) (225 ) -   (422 ) (208 )
Lettres de crédit en cours (1 ) (111 ) -   (112 ) (100 )
Facilités de crédit inutilisées 447   901   12   1 360   1 430  
                     

Au 30 juin 2010 et au 31 décembre 2009, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et de ses filiales étaient classés dans la dette à long terme. Ces emprunts ont été effectués sur les facilités de crédit confirmées à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours des périodes à venir.

En février 2010, Maritime Electric a renouvelé sa facilité de crédit renouvelable confirmée non garantie de 50 millions $, qui vient à échéance chaque année en mars. Au cours du deuxième trimestre de 2010, Maritime Electric a haussé sa facilité de crédit renouvelable confirmé non garantie de 10 millions $.

En avril 2010, FortisBC a modifié sa convention de facilités de crédit par une prolongation de sa facilité de crédit renouvelable confirmée non garantie de 150 millions $, dont une tranche de 100 millions $ vient maintenant à échéance en mai 2013 et une tranche de 50 millions $ échoit maintenant en mai 2011.

En mai 2010, TGVI a conclu une facilité de crédit renouvelable confirmée non garantie de 300 millions $ d'une durée de deux ans, pour remplacer sa facilité de crédit de 350 millions $ qui devait arriver à échéance en janvier 2011. Les modalités de la nouvelle facilité de crédit de 300 millions $ sont pratiquement les mêmes que celles de l'ancienne facilité de 350 millions $, sauf pour ce qui est de la hausse des prix.

En mai 2010, Newfoundland Power a exercé une option permettant de prolonger sa facilité de crédit confirmée non garantie de 100 millions $ (« facilité de crédit modifiée ») jusqu'en août 2013 plutôt que jusqu'en août 2011. La facilité de crédit modifiée devrait refléter une hausse des prix mais, pour le reste, contenir des modalités semblables à celles de la facilité de crédit actuelle. La facilité modifiée devrait être finalisée en août 2010.

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 autres passifs 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.

Instruments financiers (non vérifié) Aux
  30 juin 2010 31 décembre 2009
(en millions $) Valeur
comptable
Juste
valeur
estimative
Valeur
comptable
Juste
valeur
estimative
Dette à long terme, y compris la tranche échéant à moins de un an(1) 5 523 6 160 5 502 5 906
Actions privilégiées classées comme dette(2) 320 340 320 348
1) La valeur comptable au 30 juin 2010 exclut les frais financiers reportés non amortis de 38 millions $ (39 millions $ au 31 décembre 2009) et les obligations liées aux contrats de location-acquisition de 38 millions $ (37 millions $ au 31 décembre 2009).
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 592 millions $ classées comme capitaux propres s'élevait à 595 millions $ au 30 juin 2010 (valeur comptable de 347 millions $ et juste valeur de 356 millions $ au 31 décembre 2009).

Gestion du risque : Le bénéfice que la Société tire des filiales étrangères autonomes et les investissements nets qu'elle a 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 par le siège social. Le gain ou la perte de change à la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains contrebalance partiellement 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 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 Fortis Turks and Caicos, de FortisUS Energy Corporation et de Belize Electric Company Limited est le dollar américain. La valeur du dollar bélizien ($ BZ) est fondée sur celle du dollar américain selon le rapport 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US.

Au 30 juin 2010, la totalité de la dette à long terme de 390 millions $ US (390 millions $ US au 31 décembre 2009) de la Société était désignée comme couverture d'une tranche des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers. Au 30 juin 2010, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 187 millions $ US (174 millions $ US au 31 décembre 2009) non encore couverts. Les fluctuations des taux de change liées à la conversion des emprunts en dollars américains contractés par le siège social de la Société désignés comme couvertures sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu et contribuent 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. 

De temps à autre, 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 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.

Instruments financiers dérivés (non vérifié) Aux  
  30 juin 2010   31 décembre 2009  
Actif (passif) Durée
jusqu'à
l'échéance
(en
années)
Nombre
de
contrats
Valeur
comptable
(en
millions
 $)
  Juste
valeur
estimative
(en
millions
 $)
  Valeur
comptable
(en
millions
 $)
  Juste
valeur
estimative
(en
millions
 $)
 
Swap de taux d'intérêt < 1 an 1 -   -   -   -  
Contrats de change à terme 1 à 2 2 1   1   -   -  
Dérivés sur gaz naturel :                    
Swaps et options Jusqu'à 4 193 (156 ) (156 ) (119 ) (119 )
Obligations liées aux contrats d'achat de gaz Jusqu'à 3 47 (4 ) (4 ) (3 ) (3 )

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

Les contrats de change à terme sont détenus par les sociétés Terasen Gas. Au cours du premier trimestre de 2010, TGI a conclu un contrat de change à terme afin de couvrir le risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 12 millions $ US qui restent à payer en vertu d'un contrat visant la mise en œuvre d'un système d'information-clients. TGVI couvre aussi le risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 4 millions $ US qui restent à payer en vertu d'un contrat pour la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié. 

Les dérivés sur gaz naturel sont détenus par les sociétés Terasen Gas et servent à bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel, les contrats d'approvisionnement en gaz naturel étant assortis en majorité 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 concurrentiels par rapport aux tarifs d'électricité, à atténuer l'incidence de la volatilité des prix du gaz sur les tarifs imposés à la clientèle et à réduire le risque d'écarts de prix à l'échelle régionale. 

Les variations de la juste valeur des contrats 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 des contrats de change à terme était comptabilisée dans les débiteurs au 30 juin 2010 et au 31 décembre 2009. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel était comptabilisée dans les créditeurs au 30 juin 2010 et au 31 décembre 2009.

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

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

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 30 juin 2010, la Société n'avait conclu aucun arrangement hors bilan tel que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités, la disponibilité ou 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 pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. Il n'y a eu aucun changement des risques d'affaires importants de la Société au cours du premier semestre de 2010 par rapport à ceux indiqués dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, à l'exception des changements décrits ci-après.

Risque lié à la réglementation : En juillet 2010, l'AUC a rendu sa décision concernant la demande relative aux besoins de revenus de FortisAlberta pour 2010 et 2011, dont les effets devraient être reflétés dans les résultats pour le troisième trimestre de 2010. Maritime Electric a également reçu une décision réglementaire quant à sa demande de besoins de revenus qui approuve les tarifs prenant effet le 1er août 2010, un RCP autorisé de 9,75 % pour 2010 et pour 2011. Voir la section « Faits saillants en matière de réglementation – Principales décisions et demandes réglementaires » du présent rapport de gestion.

Sources de financement et risque d'illiquidité – Notes de crédit : Fortis et ses entreprises de services publics réglementés ne prévoient pas que les agences de notation procéderont à des décotes importantes à court terme. 

Pour le premier semestre de 2010, Moody's a maintenu ses notes pour les titres de créance de TGI, TGVI, FortisAlberta et Newfoundland Power. Toutefois, Moody's a relevé la note des titres de créance non garantis de premier rang de FortisBC, la faisant passer de Baa2 à Baa1. L'amélioration de la note attribuée à FortisBC reflète les progrès réalisés par la société pour surmonter certaines difficultés déjà présentées comme des défis en matière de crédit. DBRS a maintenu ses notes de crédit pour les titres de créance de TGI, et a maintenu la note de crédit actuelle des titres de créance non garantis de la Société à BBB (élevé) tout en changeant la tendance de « stable » à « positive ». Voir la rubrique intitulée « Situation de trésorerie et sources de financement – Notes de crédit » du présent rapport de gestion. S&P a également confirmé ses notes actuelles pour les titres de créance de FortisAlberta et de la Société, et ainsi que la note de crédit de Maritime Electric. S&P, toutefois, a abaissé la note des titres de créance garantis de premier rang de Maritime Electric, la faisant passer de A à A-, et a révisé la note de recouvrement sur la dette, la faisant passer de « 1+ » à « 1 ». La note de recouvrement révisée et la note abaissée des titres de créance garantis de premier rang reflètent le ratio des nantissements donnés par Maritime Electric par rapport au montant maximal de ses obligations hypothécaires de premier rang autorisé en vertu de l'acte fiduciaire de la société, qui est de moins de 1,5 fois.

Besoins en rendement et capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées : En date du 30 juin 2010, la juste valeur des actifs des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société s'établissait à 665 millions $, en hausse de 4 millions $, ou de 0,6 %, par rapport à 661 millions $ au 31 décembre 2009.

MODIFICATIONS DE CONVENTIONS ET NORMES COMPTABLES

En date du 1er janvier 2010, comme l'exige l'organisme de réglementation, FortisAlberta a commencé à imputer au poste Immobilisations de services publics du bilan une partie de l'amortissement des immobilisations de services publics, comme les outils et les véhicules, utilisées pour la construction d'autres actifs. Au cours des périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2010, une charge d'amortissement de respectivement 1 million $ et 2 millions $ a été portée au bilan.

En date du 1er janvier 2010, par suite des accords de règlement négocié approuvés par la BCUC à l'égard des besoins de revenus pour 2010 et 2011, les sociétés Terasen Gas ont adopté les nouvelles méthodes comptables suivantes :

  1. Les coûts d'enlèvement d'actifs sont à présent comptabilisés dans les charges d'exploitation à l'état des résultats consolidés. Le montant annuel de ces coûts pouvant être recouvré dans les tarifs facturés aux clients en 2010 est d'environ 8 millions $. L'excédent positif ou négatif des coûts réels engagés par rapport au montant approuvé doit être comptabilisé dans un compte de report réglementaire à des fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs à compter de 2012. Les coûts d'enlèvement d'actifs sont des coûts directs engagés par les sociétés Terasen Gas au moment de la mise hors service d'actifs soit par le retrait physique des actifs, soit par le décrochage des actifs du réseau de transport ou de distribution. Pour les trois mois terminés le 30 juin 2010, des coûts réels d'enlèvement d'actifs d'environ 3 millions $ ont été engagés; sur ce montant, 2 millions $ ont été constatés dans les charges d'exploitation et 1 million $ ont été reportés à titre d'actif réglementaire. Pour les six mois terminés le 30 juin 2010, des coûts réels d'enlèvement d'actifs d'environ 5 millions $ ont été engagés; sur ce montant, environ 4 millions $ ont été constatés dans les charges d'exploitation et 1 million $ ont été reportés à titre d'actif réglementaire. Avant le 1er janvier 2010, les coûts d'enlèvement d'actifs étaient comptabilisés dans l'amortissement cumulé dans le bilan consolidé. 

  2. Les apports sous forme d'aide à la construction sont maintenant amortis dans les produits. Au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2010, des montants d'environ respectivement 2 millions $ et 5 millions $ au titre des apports sous forme d'aide à la construction ont été passés dans les produits, dans l'état des résultats consolidé. Avant le 1er janvier 2010, l'amortissement des apports sous forme d'aide à la construction était comptabilisé dans la dotation aux amortissements dans l'état des résultats consolidé.

  3. Les gains et les pertes à la vente ou à la cession d'immobilisations de services publics sont maintenant comptabilisés dans un compte de report réglementaire au bilan consolidé à des fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs, sous réserve de l'approbation de l'organisme de réglementation. Au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2010, des pertes d'environ respectivement 2 millions $ et 5 millions $ ont été reportées et comptabilisées à titre d'actif réglementaire au bilan consolidé. Avant le 1er janvier 2010, les gains et les pertes à la vente ou à la cession d'immobilisations de services publics étaient comptabilisés dans l'amortissement cumulé dans le bilan consolidé.

  4. L'amortissement des immobilisations de services publics et des actifs incorporels commence le mois suivant celui au cours duquel ces actifs sont devenus disponibles à des fins d'utilisation. Avant le 1er janvier 2010, l'amortissement commençait l'année suivant celle au cours de laquelle les actifs étaient devenus disponibles à des fins d'utilisation. Au cours de 2010, une dotation aux amortissements additionnelle de quelque 2 millions $ devrait être comptabilisée, par suite de cette modification. 

Regroupements d'entreprises

En date du 1er janvier 2010, la Société a adopté par anticipation le nouveau chapitre 1582, « Regroupements d'entreprises », du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés (« ICCA ») et a adopté le chapitre 1601, « États financiers consolidés », et le chapitre 1602, « Participations ne donnant pas le contrôle ». 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 dans le cadre d'un regroupement d'entreprises ont entraîné un calcul différent pour l'écart d'acquisition à l'égard des acquisitions conclues à compter du 1er janvier 2010. Ces modifications comprennent la passation en charges des coûts liés à l'acquisition, plutôt que la comptabilisation de ces coûts dans les dépenses en immobilisations, et la déduction des coûts de restructuration liés à l'acquisition d'une entreprise par l'acquéreur. L'adoption du chapitre 1582 n'a pas eu d'incidence notable sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le premier semestre de 2010.

Le chapitre 1601 définit les normes relatives à la préparation des états financiers consolidés. Le chapitre 1602 définit les normes en matière de comptabilisation, dans les états financiers consolidés établis après un regroupement d'entreprises, de la participation ne donnant pas le contrôle dans une filiale. Par suite de l'adoption des chapitres 1601 et 1602, la participation ne donnant pas le 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 sont maintenant présentés séparément dans l'état des résultats consolidés et l'état du résultat global consolidé.

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Transition aux Normes internationales d'information financière 

Une analyse détaillée de la transition de la Société aux Normes internationales d'information financière (« IFRS ») est présentée dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. La Société n'est toujours pas en mesure de déterminer entièrement l'incidence sur sa situation financière future et ses résultats d'exploitation futurs de la transition aux IFRS, particulièrement en ce qui a trait à la comptabilisation des activités à tarifs réglementés. L'achèvement du projet sur les activités à tarifs réglementés de l'International Accounting Standards Board (« IASB ») a été retardé en raison des commentaires reçus en réponse à l'exposé-sondage sur les activités à tarifs réglementés publié en juillet 2009 par l'IASB et de la décision prise par l'IASB de poursuivre plus avant ses recherches. 

L'IASB s'est réuni en juillet 2010 pour discuter de la question clé relative à la comptabilisation des actifs et des passifs réglementaires selon l'actuel Cadre pour la préparation et la présentation des états financiers en vertu des IFRS. Par suite de ces réunions, l'IASB a décidé de poursuivre le projet. Toutefois, aucune décision n'a été prise à savoir si les actifs et les passifs réglementaires peuvent être comptabilisés selon les IFRS. La publication d'une norme finale, le cas échéant, n'est pas prévue avant la deuxième moitié de 2011.

Le 23 juillet 2010, le CNC s'est réuni pour discuter des récentes décisions prises par l'IASB concernant le projet sur les activités à tarifs réglementés. Le 28 juillet 2010, le CNC a publié un exposé-sondage proposant que les entités admissibles ayant des activités à tarifs réglementés soient autorisées à continuer d'appliquer, sans y être tenues, les normes comptables contenues dans la Partie V du Manuel de l'ICCA pendant deux années de plus. Une entité admissible serait une entité qui : i) exerce des activités assujetties à la réglementation des tarifs au sens donné à cette expression au paragraphe 32B du chapitre 1100, « Principes comptables généralement reconnus », de la Partie V du Manuel de l'ICCA; et ii) conformément aux dispositions de la Note d'orientation concernant la comptabilité NOC-19, Entités assujetties à la réglementation des tarifs – informations à fournir, mentionne qu'elle a comptabilisé une opération ou un fait différemment de la façon dont elle le ferait si les tarifs n'étaient pas réglementés (c.-à-d. qu'elle a comptabilisé des actifs et des passifs réglementaires). L'exposé-sondage propose également que les entités qui choisiraient de reporter leur date d'adoption des IFRS mentionnent ce fait et indiquent à quel moment elles présenteront leurs premiers états financiers conformes aux IFRS.

L'exposé-sondage prévoit un report de deux ans de l'adoption des IFRS pour les entités admissibles étant donné que le projet de l'IASB sur les activités à tarifs réglementés devrait être terminé en 2011 ou 2012, et accorde aux entités visées suffisamment de temps pour satisfaire aux exigences d'une nouvelle norme IFRS sur les activités à tarifs réglementés dans l'éventualité où une telle norme serait publiée tard au cours de l'année qui serait autrement leur année d'adoption des IFRS.

La Société examine l'exposé-sondage du CNC et fournira des commentaires, le cas échéant, au plus tard le 31 août 2010. Le CNC a fait connaître son intention de délibérer de nouveau sur la proposition à partir des commentaires reçus et prévoit publier la modification proposée au plus tard en décembre 2010.

Bien que le projet de conversion aux IFRS de la Société se soit déroulé comme prévu en préparation de l'adoption des IFRS à compter du 1er janvier 2011, Fortis et ses filiales à tarifs réglementés peuvent se prévaloir de l'option de report proposée. Si l'exposé-sondage est approuvé, la Société choisira de reporter l'adoption des IFRS à 2013 et continuera, par conséquent, de préparer ses états financiers consolidés conformément à la Partie V du Manuel de l'ICCA pour toutes les périodes intermédiaires et annuelles se terminant d'ici le 31 décembre 2012.

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 conformément aux décisions réglementaires ou aux 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. Les estimations et les jugements sont révisés régulièrement et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont comptabilisés en résultat au cours de la période où ils sont confirmés. 

Les états financiers intermédiaires peuvent aussi 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 du premier semestre de 2010 par rapport à celles décrites dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, à l'exception des changements décrits ci-après.

Amortissement des immobilisations : Par suite d'une étude récente sur la dépréciation et des accords de règlement récents approuvés par la BCUC liés aux besoins de revenus de TGI et de TGVI pour 2010 et 2011, la dotation aux amortissements annuelle aux sociétés Terasen Gas devrait augmenter en 2010, afin de tenir compte de l'augmentation du taux d'amortissement composé qui s'établit à 2,79 % pour 2010 par rapport à 2,63 % pour 2009. Cette augmentation de l'amortissement a été approuvée à des fins de recouvrement auprès des clients dans le tarif de livraison courant.

Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations : Au cours du deuxième trimestre de 2010, FortisBC a obtenu suffisamment d'information pour faire une estimation du calendrier et de la juste valeur des dépenses futures liées à l'enlèvement de l'huile contaminée aux biphényles polychlorés (« PCB ») de son équipement électrique. Tous les facteurs utilisés pour estimer l'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations de la Société représentent la meilleure estimation de la direction de la juste valeur des coûts requis pour se conformer aux lois et règlements existants. Il est raisonnablement possible que les volumes d'actifs contaminés, les hypothèses relatives à l'inflation, les estimations de coûts pour faire le travail et le modèle présumé des flux de trésorerie annuels soient très différents des hypothèses actuelles de la Société. En outre, dans certains cas, pour pouvoir éliminer l'huile contaminée aux BPC, la capacité de planifier des interruptions d'entretien dans des installations critiques peut avoir une incidence sur le calendrier des dépenses. L'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations peut changer d'une période à l'autre en raison des changements dans l'estimation de ces incertitudes. Au 30 juin 2010, FortisBC avait comptabilisé des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations d'environ 3 millions $, qui ont été classées dans le bilan consolidé à titre d'autres passifs à long terme avec compensation dans les immobilisations de services publics.

Coûts indirects capitalisés : Comme l'exige leur organisme de réglementation respectif, les sociétés Terasen Gas, capitalisent leurs coûts indirects qui ne sont pas directement attribuables à des immobilisations précises mais qui ont trait au programme général de dépenses en immobilisations. Avec prise d'effet le 1er janvier 2010, comme le prévoient les accords de règlement négociés approuvés par la BCUC dont il est question ci-dessus, le pourcentage pour calculer et capitaliser les coûts indirects généraux et les imputer aux immobilisations de services publics des sociétés Terasen Gas a changé. Le pourcentage des coûts totaux d'exploitation et d'entretien généraux qui sont capitalisés et imputés aux immobilisations de services publics a diminué pour passer de 16 % à 14 %. Par suite de ce changement, les charges d'exploitation ont augmenté d'environ 1 million $ au deuxième trimestre et d'environ 2 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de 2009, avec diminutions correspondantes dans les immobilisations de services publics. La hausse des charges d'exploitation qui en est résultée a été approuvée à des fins de recouvrement auprès des clients dans les tarifs de livraison courants.

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 la situation financière ou les résultats d'exploitation consolidés de la Société. Il n'y a pas eu de changements importants à l'égard des éventualités de la Société autres que ceux présentés dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, sauf ceux qui sont décrits ci-après.

Terasen

TGI a contesté une cotisation de 7 millions $ de la British Columbia Social Services Tax représentant une taxe de vente provinciale additionnelle, incluant les intérêts, sur le pipeline Southern Crossing, dont la construction a été terminée en 2000. Le montant a été entièrement payé en 2006 afin d'éviter l'ajout d'intérêts et est comptabilisé à titre d'actif réglementaire à long terme reporté. TGI a obtenu gain de cause dans son appel devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique en juin 2009. La province de Colombie-Britannique a été autorisée à en appeler de la décision devant la Cour d'appel de la Colombie-Britannique en octobre 2009. L'audience a eu lieu en mai 2010 et la Cour d'appel de la Colombie-Britannique a rejeté à l'unanimité l'appel de la province de Colombie-Britannique.

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 de canalisations d'égout et les coûts de remise en état à la suite du bris, en juillet 2007 d'un oléoduc détenu et exploité par Kinder Morgan. Terasen a déposé sa défense, mais la cause n'en est qu'à la phase initiale. Au cours du deuxième trimestre de 2010, Terasen a été ajoutée comme tierce partie dans toutes les actions connexes, et toutes les demandes devraient être instruites en même temps. Le montant et l'issue des actions ne peuvent être établis et, par conséquent, aucun montant n'a été comptabilisé dans les états financiers consolidés.

Maritime Electric

En juin 2010, Maritime Electric est parvenue à un accord de règlement avec l'Agence du revenu du Canada relativement à l'avis de nouvelle cotisation d'impôt visant les années d'imposition 1997 à 2004 de la société. Dans l'accord, le traitement du mécanisme d'ajustement du coût de l'énergie de Maritime Electric a été accepté; toutefois, les nouvelles cotisations d'impôt relatives aux ajustements liés aux rabais consentis aux clients et le versement par la société du règlement négocié avec Énergie NB relativement à la dépréciation de la centrale nucléaire Pointe Lepreau ne sont pas encore réglés. La société a versé le plein montant de la nouvelle cotisation et prévoit que les nouvelles cotisations finales relatives à toutes les années d'imposition touchées seront versées d'ici la fin de 2010. 

SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau ci-après présente les informations trimestrielles non vérifiées pour chacun des huit trimestres de la période du 30 septembre 2008 au 30 juin 2010. 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 2009. Ces résultats financiers 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. 

Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)
 
  Produits d'exploitation Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires Résultat par action ordinaire
Trimestre terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($ )
30 juin 2010 836 55 0,32 0,32
31 mars 2010 1 076 100 0,58 0,56
31 décembre 2009 1 020 81 0,48 0,46
30 septembre 2009 665 36 0,21 0,21
30 juin 2009 756 53 0,31 0,31
31 mars 2009 1 202 92 0,54 0,52
31 décembre 2008 1 181 76 0,48 0,46
30 septembre 2008 727 49 0,31 0,31

Un sommaire des huit derniers trimestres reflète la croissance interne continue de la Société et sa croissance découlant des acquisitions ainsi que le caractère saisonnier des activités. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz naturel, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Le transfert sans majoration du coût du combustible et de l'électricité achetée et du prix des activités médianes du gaz naturel aux clients a également une incidence sur les produits. Compte tenu de la nature diversifiée des filiales de Fortis, le caractère saisonnier peut varier. Du fait des tendances de la consommation de gaz naturel, les sociétés Terasen Gas réalisent la majeure partie de leur bénéfice annuel au premier et au quatrième trimestres. Les résultats financiers depuis le 1er mai 2009 ont été touchés, comme prévu, par la perte de produits et de bénéfice par suite de l'expiration, en avril 2009, des droits d'utilisation de l'eau de la centrale hydroélectrique Rankine, en Ontario. Les résultats financiers pour le quatrième trimestre terminé le 31 décembre 2009 tiennent compte de l'incidence favorable rétroactive cumulative liée à la hausse des RCP autorisés de 2009 pour FortisAlberta et TGI et de l'augmentation de la composante capitaux propres de FortisAlberta. Les résultats financiers du quatrième trimestre terminé le 31 décembre 2008 comprenaient deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities attribuables à la modification de la date de fin d'exercice de cette entreprise de services publics. Dans une moindre mesure, les résultats financiers ont reflété l'incidence de l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland à partir de novembre 2008, celle de l'acquisition du Holiday Inn Select de Windsor à partir d'avril 2009, et celle de l'acquisition d'Algoma Power à partir d'octobre 2009.

Juin 2010/juin 2009 – Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a été de 55 millions $, ou 0,32 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2010, par rapport à un bénéfice de 53 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2009. La hausse du bénéfice est liée aux sociétés Terasen Gas et à FortisBC, et est atténuée par une augmentation des charges du siège social. La hausse du bénéfice aux sociétés Terasen Gas résulte de la hausse des RCP autorisés et de la composante capitaux propres. L'amélioration des bénéfices à FortisBC est attribuable à un RCP autorisé plus élevé et à la croissance des investissements dans les infrastructures électriques, neutralisée en partie par un recul des ventes d'électricité imputable aux températures moins élevées enregistrées en juin 2010. L'augmentation des charges du siège social reflète principalement la hausse des frais de développement des affaires et des dividendes sur actions privilégiées, compensée en partie par la montée des intérêts créditeurs liée à l'augmentation des prêts intersociétés. Le bénéfice de FortisAlberta pour le trimestre est comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation du RCP autorisé et de la composante capitaux propres de FortisAlberta, en comparaison de celle reflétée dans le bénéfice pour le deuxième trimestre de 2009, conjuguée à la croissance des investissements dans les infrastructures électriques et des clients, a été compensée surtout par une baisse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés et le recul des produits nets tirés du transport. 

Mars 2010/mars 2009 – Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a été de 100 millions $, ou 0,58 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2010, en regard d'un bénéfice de 92 millions $, ou 0,54 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2009. L'augmentation du bénéfice résulte pour beaucoup de la hausse des RCP et de la composante capitaux propres autorisée pour les sociétés Terasen Gas. Les résultats ont aussi reflété : i) l'amélioration du rendement de FortisAlberta, associée à une hausse du RCP et de la composante capitaux propres autorisée conjuguée à la croissance de l'investissement dans l'infrastructure électrique et du nombre de clients; et ii) l'augmentation du bénéfice de Newfoundland Power, principalement attribuable à la croissance de l'investissement dans l'infrastructure électrique, l'augmentation des ventes d'électricité et des écarts temporaires qui ont eu un effet favorable sur les charges d'exploitation au cours du trimestre. L'augmentation du bénéfice a été éclipsée par : i) une diminution de la contribution au bénéfice des activités de production hydroélectrique non réglementées à cause d'une perte de bénéfice après l'expiration des droits d'utilisation de l'eau de la centrale Rankine en avril 2009; ii) une baisse de la contribution des entreprises de services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes associée à l'effet de change défavorable et au bénéfice pour le premier trimestre de 2009, y compris un gain ponctuel d'environ 1 million $; et iii) l'augmentation des dividendes sur actions privilégiées. 

Décembre 2009/décembre 2008 – Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a été de 81 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2009, comparativement au bénéfice de 76 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2008. Les résultats du quatrième trimestre de 2009 ont bénéficié d'un ajustement ponctuel de 3 millions $ des impôts futurs découlant de périodes antérieures effectué par FortisOntario et se sont ressentis d'une provision ponctuelle de 5 millions $ après impôts constituée à l'égard des coûts additionnels liés à la conversion, du propane au gaz naturel, des appareils de la clientèle de Whistler. Les résultats du quatrième trimestre de 2008 comprenaient deux mois additionnels de contribution au bénéfice de Caribbean Utilities (août et septembre 2008), représentant environ 2 millions $, par suite d'une modification de la date de fin d'exercice de l'entreprise de services publics. Compte non tenu des éléments ponctuels ci-dessus, le bénéfice a progressé de 9 millions $ entre le trimestre de 2009 et le trimestre de 2008. La progression tient à ce qui suit : i) une incidence rétroactive cumulative d'environ 10 millions $ au quatrième trimestre de 2009 liée à la majoration du RCP autorisé pour 2009 pour FortisAlberta et TGI, et la hausse de la composante capitaux propres autorisée de FortisAlberta et ii) une variation des estimations au titre de l'amortissement pour Fortis Turks and Caicos, qui a eu une incidence positive sur la dotation aux amortissements au quatrième trimestre de 2009. La progression a été en partie annulée par une baisse de la contribution des activités de production hydroélectrique non réglementées à cause d'une perte de bénéfice par suite de l'expiration des droits d'utilisation de l'eau de la centrale Rankine en avril 2009.

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

PERSPECTIVES

L'important programme d'investissement de la Société, qui devrait être d'environ 1,1 milliard $ en 2010 et devrait atteindre près de 5 milliards $ sur la période de cinq exercices allant de 2010 à 2014, devrait se traduire par une croissance du bénéfice et des dividendes.

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

DONNÉES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 3 août 2010, la Société avait 172,9 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; 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang, série G, et 10,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série H, 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 E étaient convertis au 3 août 2010 est le suivant :

Conversion hypothétique de titres en actions ordinaires (non vérifié) Nombre
d'actions
Au 3 août 2010 ordinaires
Titres (en millions)
Options sur actions 5,2
Titres de créance convertibles 1,4
Actions privilégiées de premier rang, série C 4,4
Actions privilégiées de premier rang, série E 7,2
Total 18,2

Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2009, 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.
 
États financiers consolidés intermédiaires
Pour les trois mois et six mois terminés les 30 juin 2010 et 2009
(non vérifié)
 
 
 
 
Fortis Inc.    
Bilans consolidés (non vérifié)    
Aux    
(en millions de dollars canadiens)    
     
  30 juin     31 décembre    
  2010     2009    
        (notes 2 et 21)    
ACTIF            
             
Actifs à court terme            
Trésorerie et équivalents de trésorerie 71   $ 85   $
Débiteurs 517     595    
Charges payées d'avance 15     16    
Actifs réglementaires (note 5) 256     223    
Stocks (note 6) 144     178    
Impôts futurs 17     29    
  1 020     1 126    
             
Autres actifs 170     174    
Actifs réglementaires (note 5) 783     747    
Impôts futurs 23     17    
Immobilisations de services publics 7 939     7 697    
Biens productifs 560     559    
Actifs incorporels 272     282    
Écart d'acquisition 1 562     1 560    
             
  12 329   $ 12 162   $
             
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES            
             
Passif à court terme            
Emprunts à court terme (note 19) 219   $ 415   $
Créditeurs et charges à payer 805     852    
Dividendes à verser 52     3    
Impôts à payer 20     23    
Passifs réglementaires (note 5) 46     53    
Versements pour la période au titre de la dette à long terme et des obligations liées aux contrats de location-acquisition (note 7) 158     224    
Impôts futurs 8     24    
  1 308     1 594    
             
Autres passifs 306     295    
Passifs réglementaires (note 5) 474     444    
Impôt futurs 591     570    
Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location-acquisition (note 7) 5 365     5 276    
Actions privilégiées 320     320    
  8 364     8 499    
             
Capitaux propres            
Actions ordinaires (note 8) 2 537     2 497    
Actions privilégiées (note 9) 592     347    
Surplus d'apport 12     11    
Composante capitaux propres des débentures convertibles 5     5    
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 11) (79 )   (83 )  
Bénéfices non répartis 773     763    
  3 840     3 540    
Parts des actionnaires sans contrôle 125     123    
  3 965     3 663    
             
  12 329   $ 12 162   $
             
Passifs éventuels et engagements (note 20)            
             
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.            
   
   
   
   
Fortis Inc.  
États des résultats consolidés (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin  
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)  
   
  Trimestres   Semestres  
  2010   2009   2010   2009  
      (note 2)       (note 2)  
                 
Produits d'exploitation 836 $ 756 $ 1 912 $ 1 958 $
                 
Charges                
  Coûts de l'approvisionnement énergétique 367   319   919   1 026  
  Charges d'exploitation 202   189   404   382  
  Amortissement 98   92   195   183  
  667   600   1 518   1 591  
                 
Bénéfice d'exploitation 169   156   394   367  
                 
                 
Frais financiers (note 13) 88   88   178   176  
                 
Bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés 81   68   216   191  
                 
Impôts sur les bénéfices des sociétés (note 14) 15   7   43   32  
                 
Bénéfice net 66 $ 61 $ 173 $ 159 $
                 
Bénéfice net attribuable aux :                
  Parts des actionnaires sans contrôle 3 $ 3 $ 4 $ 5 $
  Actionnaires privilégiés 8   5   14   9  
  Actionnaires ordinaires 55   53   155   145  
  66 $ 61 $ 173 $ 159 $
                 
Bénéfice par action ordinaire (note 8)                
  De base 0,32 $ 0,31 $ 0,90 $ 0,85 $
  Dilué 0,32 $ 0,31 $ 0,88 $ 0,83 $
                 
                 
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Fortis Inc.    
États des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)    
Périodes terminées les 30 juin    
(en millions de dollars canadiens)    
     
  Trimestres     Semestres    
  2010     2009     2010     2009    
        (note 2)           (note 2)    
                         
Solde au début de la période 767   $ 682   $ 763   $ 634   $
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires et privilégiés 63     58     169     154    
  830     740     932     788    
                         
Dividendes sur actions ordinaires (49 )   (44 )   (145 )   (88 )  
Dividendes sur actions privilégiées classées à titre de capitaux propres (8 )   (5 )   (14 )   (9 )  
                         
Solde à la fin de la période 773   $ 691   $ 773   $ 691   $
                         
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Fortis Inc.  
États du résultat étendu consolidés (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin  
(en millions de dollars canadiens)  
                 
  Trimestres   Semestres  
  2010   2009   2010   2009  
      (note 2)       (note 2)  
                         
Bénéfice net 66   $ 61   $ 173   $ 159   $
                         
Autres éléments du résultat étendu                        
Gains (pertes) de change latent(e)s sur les investissements nets dans des établissements étrangers autonomes 28     (52 )   8     (28 )  
(Pertes) gains sur couvertures d'investissements nets dans des établissements étrangers autonomes (19 )   40     (5 )   22    
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices des sociétés 3     (6 )   1     (3 )  
Gains (pertes) de change latent(e)s, déduction faite des activités de couverture et après impôts (note 11) 12     (18 )   4     (9 )  
                         
Gains sur instruments dérivés désignés comme couvertures de flux de trésorerie, après impôts (note 11) -     1     -     1    
                         
Résultat étendu 78   $ 44   $ 177   $ 151   $
                         
Résultat étendu attribuable aux :                        
  Parts des actionnaires sans contrôle 3   $ 3   $ 4   $ 5   $
  Actionnaires d'actions privilégiés 8     5     14     9    
  Actionnaires d'actions ordinaires 67     36     159     137    
  78   $ 44   $ 177   $ 151   $
                         
                         
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Fortis Inc.  
États des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)  
Périodes terminées les 30 juin  
(en millions de dollars canadiens)  
                 
  Trimestres   Semestres  
  2010   2009   2010   2009  
      (note 2)       (note 2)  
Activités d'exploitation                        
  Bénéfice net 66   $ 61   $ 173   $ 159   $
    Éléments sans effet sur la trésorerie                        
    Amortissement – immobilisations de services publics et biens productifs 88     81     174     160    
    Amortissement – actifs incorporels 9     9     20     20    
    Amortissement – divers 1     2     1     3    
    Impôts futurs 2     4     (1 )   7    
    Divers (2 )   (4 )   (3 )   (7 )  
  Variation des actifs et des passifs réglementaires à long terme (4 )   14     -     23    
  160     167     364     365    
Variation du fonds de roulement lié à l'exploitation hors trésorerie 44     108     89     139    
  204     275     453     504    
                         
Activités d'investissement                        
  Variation des autres actifs et des autres passifs 1     2     3     (5 )  
  Dépenses en immobilisations – immobilisations de services publics (234 )   (264 )   (413 )   (474 )  
  Dépenses en immobilisations – immobilisations de biens productifs (3 )   (6 )   (9 )   (11 )  
  Dépenses en immobilisations – actifs incorporels (7 )   (7 )   (10 )   (11 )  
  Apports sous forme d'aide à la construction 14     10     24     26    
  Acquisition d'entreprises -     (7 )   -     (7 )  
  (229 )   (272 )   (405 )   (482 )  
                         
Activités de financement                        
  Variation des emprunts à court terme 55     (89 )   (126 )   (239 )  
  Produit tiré de la dette à long terme, déduction faite des frais d'émission -     203     -     401    
  Remboursement de la dette à long terme et des obligations liées aux contrats de location-acquisition (196 )   (85 )   (212 )   (91 )  
  Emprunts nets sur les facilités de crédit consenties 186     52     157     57    
  Avances d'actionnaires sans contrôle 1     -     1     -    
  Émission d'actions ordinaires, déduction faite des frais 16     11     39     24    
  Émission d'actions privilégiées, déduction faite des frais -     -     242     -    
  Dividendes                        
    Actions ordinaires (49 )   (44 )   (145 )   (88 )  
    Actions privilégiées (8 )   (5 )   (14 )   (9 )  
    Dividendes de filiales versés aux actionnaires sans contrôle (2 )   (2 )   (4 )   (5 )  
  3     41     (62 )   50    
                         
Incidence de la variation des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie 1     (1 )   -     (1 )  
                         
Variation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (21 )   43     (14 )   71    
                         
Trésorerie et équivalents de trésorerie au début de la période 92     94     85     66    
                         
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période 71   $ 137   $ 71   $ 137   $
                         
Informations supplémentaires sur les états des flux de trésorerie consolidés (note 16)    
     
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.    
 
 
FORTIS INC.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS INTERMÉDIAIRES
Pour les trois mois et six mois terminés les 30 juin 2010 et 2009 (à moins d'indication contraire)
(non vérifié)

1. DESCRIPTION DES ACTIVITÉS

Nature des activités

Fortis Inc. (« Fortis » ou la « Société ») est essentiellement une société de portefeuille internationale de services publics de distribution. Fortis répartit ses activités de services publics selon des secteurs correspondant à des zones de concession et, lorsque la réglementation l'exige, selon la nature de ses actifs. Fortis investit également dans des actifs de production non réglementée d'une part, et dans des locaux pour bureaux d'affaires et commerces de détail et des hôtels d'autre part, deux secteurs d'activité 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 globale 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. 

L'information qui suit décrit chacun des secteurs isolables de la Société et est conforme au mode de sectorisation présenté dans les états financiers consolidés annuels vérifiés pour 2009 de la Société.

ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS

La participation de la Société dans les différentes entreprises de services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité au Canada et dans les Caraïbes se présente comme suit :

  1. Entreprises de services publics réglementés de gaz au Canada : Comprennent les sociétés Terasen Gas, dont Terasen Gas Inc. (« TGI »), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. (« TGVI ») et Terasen Gas (Whistler) Inc.
  1. Entreprises de services publics réglementés d'électricité au Canada : Comprennent FortisAlberta, FortisBC, Newfoundland Power et d'autres entreprises de services publics d'électricité au Canada, y compris Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario exploite la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc., Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited et, depuis octobre 2009, Algoma Power Inc. (« Algoma Power »).
  1. Entreprises de services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes : Comprennent Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une participation d'environ 70 % lui conférant le contrôle, Caribbean Utilities, dans laquelle Fortis détient une participation d'environ 59 % lui conférant le contrôle et Fortis Turks and Caicos, société en propriété exclusive de Fortis qui comprend P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd.

ACTIVITÉS NON RÉGLEMENTÉES – FORTIS GENERATION

Fortis Generation comprend les résultats financiers des 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'État de New York.

ACTIVITÉS NON RÉGLEMENTÉES – FORTIS PROPERTIES

Fortis Properties possède et exploite 21 hôtels comptant plus de 4 100 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'espace pour bureaux d'affaires et pour commerces de détail, principalement dans les provinces atlantiques canadiennes. 

SIÈGE SOCIAL ET AUTRES

Le secteur Siège social et autres 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 et ceux de la filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen, Terasen Energy Services Inc.

2. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ne comprennent pas toutes les informations et données financières requises pour des états financiers consolidés annuels et doivent être lus avec les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2009 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. Du fait des tendances de la consommation de gaz naturel, les sociétés Terasen Gas tirent la majeure partie de leur bénéfice annuel au premier et au quatrième trimestres. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier.

À 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 pour 2009 de la Société, à l'exception de ce qui est décrit ci-après.

En date du 1er janvier 2010, comme l'exige l'organisme de réglementation, FortisAlberta a commencé à imputer au poste Immobilisations de services publics du bilan une partie de l'amortissement des immobilisations de services publics, comme les outils et les véhicules, utilisées pour la construction d'autres actifs. Au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2010, une charge d'amortissement de respectivement 1 million $ et 2 millions $ a été portée au bilan.

En date du 1er janvier 2010, par suite des accords de règlement négociés approuvés par la British Columbia Utilities Commission (« BCUC ») à l'égard des besoins de revenus pour 2010 et 2011, les sociétés Terasen Gas ont adopté les méthodes comptables suivantes :

  1. Les coûts d'enlèvement d'actifs sont à présent comptabilisés dans les charges d'exploitation à l'état des résultats consolidés. Le montant annuel de ces coûts pouvant être recouvré dans les tarifs facturés aux clients en 2010 est d'environ 8 millions $. L'excédent positif ou négatif des coûts réels engagés par rapport au montant approuvé doit être comptabilisé dans un compte de report réglementaire à des fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs à compter de 2012. Les coûts d'enlèvement d'actifs sont des coûts directs engagés par les sociétés Terasen Gas au moment de la mise hors service d'actifs soit par le retrait physique des actifs, soit par le décrochage des actifs du réseau de transport ou de distribution. Pour les trois mois terminés le 30 juin 2010, des coûts réels d'enlèvement d'actifs d'environ 3 millions $ ont été engagés; sur ce montant, 2 millions $ ont été constatés dans les charges d'exploitation et 1 million $ ont été reportés à titre d'actif réglementaire. Pour les six mois terminés le 30 juin 2010, des coûts réels d'enlèvement d'actifs d'environ 5 millions $ ont été engagés; sur ce montant, environ 4 millions $ ont été constatés dans les charges d'exploitation et 1 million $ ont été reportés à titre d'actif réglementaire. Avant le 1er janvier 2010, les coûts d'enlèvement d'actifs étaient déduits de l'amortissement cumulé dans le bilan consolidé.

  2. Les apports sous forme d'aide à la construction sont maintenant passés dans les produits. Au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2010, des montants d'environ respectivement 2 millions $ et 5 millions $ au titre des apports sous forme d'aide à la construction ont été passés dans les produits, dans l'état des résultats consolidé. Avant le 1er janvier 2010, l'amortissement des apports sous forme d'aide à la construction était comptabilisé dans la dotation aux amortissements dans l'état des résultats consolidé.

  3. Les gains et les pertes à la vente ou à la cession d'immobilisations de services publics sont maintenant comptabilisés dans un compte de report réglementaire au bilan consolidé à des fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs, sous réserve de l'approbation de l'organisme de réglementation. Au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2010, des pertes d'environ respectivement 2 millions $ et 5 millions $ ont été reportées et comptabilisées à titre d'actif réglementaire au bilan consolidé. Avant le 1er janvier 2010, les gains et les pertes à la vente ou à la cession d'immobilisations de services publics étaient comptabilisés dans l'amortissement cumulé dans le bilan consolidé.

  4. L'amortissement des immobilisations de services publics et des actifs incorporels commence le mois suivant celui au cours duquel ces actifs sont devenus disponibles à des fins d'utilisation. Avant le 1er janvier 2010, l'amortissement commençait l'année suivant celle au cours de laquelle les actifs étaient devenus disponibles à des fins d'utilisation. Au cours de 2010, une dotation aux amortissements additionnelle de quelque 2 millions $ devrait être comptabilisée, par suite de cette modification.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2010, la Société a adopté les nouvelles normes comptables ci-dessous publiées par l'Institut Canadien des Comptables Agréés (« ICCA »).

Regroupements d'entreprises

En date du 1er janvier 2010, la Société a adopté par anticipation le nouveau chapitre 1582, « Regroupements d'entreprises », du Manuel de l'ICCA et a adopté le chapitre 1601, « États financiers consolidés », et le chapitre 1602, « Participations ne donnant pas le contrôle ». 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 dans le cadre d'un regroupement d'entreprises ont entraîné un calcul différent pour l'écart d'acquisition à l'égard des acquisitions conclues à compter du 1er janvier 2010. Ces modifications comprennent la passation en charges des coûts liés à l'acquisition, plutôt que la comptabilisation de ces coûts dans les dépenses en immobilisations, et la déduction des coûts de restructuration liés à l'acquisition d'une entreprise par l'acquéreur. L'adoption du chapitre 1582 n'a pas eu d'incidence notable sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2010.

Le chapitre 1601 définit les normes relatives à la préparation des états financiers consolidés. Le chapitre 1602 définit les normes en matière de comptabilisation, dans les états financiers consolidés établis après un regroupement d'entreprises, de la participation ne donnant pas le contrôle dans une filiale. Par suite de l'adoption des chapitres 1601 et 1602, la participation ne donnant pas le 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 sont maintenant présentés séparément dans l'état des résultats consolidé et l'état du résultat global consolidé.

3. MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière

En octobre 2009, le Conseil des normes comptables du Canada (« CNC ») a reconfirmé que les sociétés ayant une obligation d'information du public au Canada seront tenues d'appliquer les Normes internationales d'information financière (« IFRS ») intégralement et sans modification à compter du 1er janvier 2011. La date prévue de basculement vers les IFRS, soit le 1er janvier 2011, exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés au bilan d'ouverture consolidé de la Société selon les IFRS au 1er janvier 2010 et des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010.

Fortis continue d'évaluer l'incidence de l'adoption des IFRS sur la présentation de l'information financière. En juillet 2009, l'International Accounting Standards Board (« IASB ») a publié l'exposé-sondage portant sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés. Selon l'exposé-sondage, il serait 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 dans l'exposé-sondage, devrait diminuer la volatilité des bénéfices des entreprises de services publics réglementés de la Société que les IFRS auraient pu entraîner en l'absence d'une norme comptable à l'égard des activités à tarifs réglementés, mais exigera une présentation plus étoffée du bilan et des informations fournies dans les notes. L'achèvement du projet de l'IASB sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés a été retardé en raison des commentaires reçus en réponse à l'exposé-sondage et de la décision prise par l'IASB de poursuivre plus avant ses recherches.

L'IASB s'est réuni en juillet 2010 pour discuter de la question clé relative à la comptabilisation des actifs et des passifs réglementaires selon l'actuel Cadre pour la préparation et la présentation des états financiers en vertu des IFRS. Par suite de ces rencontres, l'IASB a décidé de poursuivre le projet. Toutefois, aucune décision n'a été prise à savoir si les actifs et les passifs réglementaires peuvent être comptabilisés selon les IFRS. La publication d'une norme finale, le cas échéant, n'est pas prévue avant la deuxième moitié de 2011.

Le 23 juillet 2010, le CNC s'est réuni pour discuter des récentes décisions prises par l'IASB concernant le projet sur les activités à tarifs réglementés. Le 28 juillet 2010, le CNC a publié un exposé-sondage proposant que les entités admissibles ayant des activités à tarifs réglementés soient autorisées à continuer d'appliquer, sans y être tenues, les normes comptables contenues dans la Partie V du Manuel de l'ICCA pendant deux années de plus.

Une entité admissible serait une entité qui : i) exerce des activités assujetties à la réglementation des tarifs au sens donné à cette expression au paragraphe 32B du chapitre 1100, « Principes comptables généralement reconnus », de la Partie V du Manuel; et ii) conformément aux dispositions de la Note d'orientation concernant la comptabilité NOC-19, Entités assujetties à la réglementation des tarifs – informations à fournir, mentionne qu'elle a comptabilisé une opération ou un fait différemment de la façon dont elle le ferait si les tarifs n'étaient pas réglementés (c.-à-d. qu'elle a comptabilisé des actifs et des passifs réglementaires). L'exposé-sondage propose également que les entités qui choisiraient de reporter leur date de leur adoption des IFRS mentionnent ce fait et indiquent à quel moment elles présenteront leurs premiers états financiers conformes aux IFRS.

L'exposé-sondage prévoit un report de deux ans de l'adoption des IFRS pour les entités admissibles étant donné que le projet de l'IASB sur les activités à tarifs réglementés devrait être terminé en 2011 ou 2012, et accorde aux entités visées suffisamment de temps pour satisfaire aux exigences d'une nouvelle norme IFRS sur les activités à tarifs réglementés dans l'éventualité où une telle norme serait publiée tard au cours de l'année qui serait autrement leur année d'adoption des IFRS.

La Société examine l'exposé-sondage du CNC et fournira des commentaires, le cas échéant, au plus tard le 31 août 2010. Le CNC a fait connaître son intention de délibérer de nouveau sur la proposition à partir des commentaires reçus et prévoit publier la modification proposée au plus tard en décembre 2010.

Bien que le projet de conversion aux IFRS de la Société se soit déroulé comme prévu en préparation de l'adoption des IFRS à compter du 1er janvier 2011, Fortis et ses filiales à tarifs réglementés peuvent se prévaloir de l'option de report proposée. Si l'exposé-sondage est approuvé, la Société choisira de reporter l'adoption des IFRS à 2013 et continuera, par conséquent, de préparer ses états financiers consolidés conformément à la Partie V du Manuel de l'ICCA pour toutes les périodes intermédiaires et annuelles se terminant d'ici le 31 décembre 2012.

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 conformément aux décisions réglementaires ou aux 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. Les estimations et jugements sont révisés régulièrement et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont comptabilisés en résultat au cours de la période où ils sont confirmés. 

Les états financiers intermédiaires peuvent aussi 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 de la période de six mois terminée le 30 juin 2010, à l'exception de ceux décrits ci-après et à la note 20 qui traite des passifs éventuels.

Amortissement des immobilisations : Par suite d'une étude récente sur la dépréciation et des accords de règlement récents approuvés par la BCUC liés aux besoins de revenus de TGI et de TGVI pour 2010 et 2011, la dotation aux amortissements annuelle pour les sociétés Terasen Gas devrait augmenter en 2010, afin de tenir compte de l'augmentation du taux d'amortissement composé qui s'établit à 2,79 % pour 2010 par rapport à 2,63 % en 2009. Cette augmentation de l'amortissement a été approuvée à des fins de recouvrement auprès des clients dans le tarif de livraison courant.

Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations : Au cours du deuxième trimestre de 2010, FortisBC a obtenu suffisamment d'information pour faire une estimation du calendrier et de la juste valeur des dépenses futures liées à l'enlèvement de l'huile contaminée aux biphényles polychlorés (« PCB ») de son équipement électrique. Tous les facteurs utilisés pour estimer l'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations de la Société représentent la meilleure estimation de la direction de la juste valeur des coûts requis pour se conformer aux lois et règlements existants. Il est raisonnablement possible que les volumes d'actifs contaminés, les hypothèses relatives à l'inflation, les estimations de coûts pour faire le travail et le modèle présumé des flux de trésorerie annuels soient très différents des hypothèses actuelles de la Société. En outre, dans certains cas, pour pouvoir éliminer l'huile contaminée aux BPC, la capacité de planifier des interruptions d'entretien dans des installations critiques peut avoir une incidence sur le calendrier des dépenses. L'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations peut changer d'une période à l'autre en raison des changements dans l'estimation de ces incertitudes. Au 30 juin 2010, FortisBC avait comptabilisé des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations d'environ 3 millions $, qui ont été classées dans le bilan consolidé à titre d'autres passifs à long terme avec compensation dans les immobilisations de services publics.

Coûts indirects capitalisés : Comme l'exige leur organisme de réglementation respectif, les sociétés Terasen Gas, capitalisent leurs coûts indirects qui ne sont pas directement attribuables à des immobilisations précises mais qui ont trait au programme général de dépenses en immobilisations. Avec prise d'effet le 1er janvier 2010, comme le prévoient les accords de règlement négociés approuvés par la BCUC dont il est question ci-dessus, le pourcentage pour calculer et capitaliser les coûts indirects généraux et les imputer aux immobilisations de services publics des sociétés Terasen Gas a changé. Le pourcentage des coûts totaux d'exploitation et d'entretien généraux qui sont capitalisés et imputés aux immobilisations de services publics a diminué pour passer de 16 % à 14 %. Par suite de ce changement, les charges d'exploitation ont augmenté d'environ 1 million $ au deuxième trimestre et d'environ 2 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de 2009, avec diminutions correspondantes dans les immobilisations de services publics. La hausse des charges d'exploitation qui en est résultée a été approuvée à des fins de recouvrement auprès des clients dans les tarifs de livraison courants.

5. ACTIFS ET PASSIFS RÉGLEMENTAIRES

Les actifs et passifs réglementaires de la Société sont présentés ci-dessous. Une description complète de la nature des actifs et passifs réglementaires est fournie dans la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés pour 2009 de la Société.

  Aux  
(en millions $) 30 juin 2010   31 décembre 2009  
      (note 21)  
Actifs réglementaires        
Impôts futurs 567   545  
Comptes de stabilisation tarifaire – Sociétés Terasen Gas 127   82  
Comptes de stabilisation tarifaire – Entreprises de services publics d'électricité 63   68  
Report des charges de l'Alberta Electric System Operator (« AESO ») 59   80  
Actif réglementaire lié aux régimes d'avantages complémentaires de retraite (« ACR ») 62   59  
Report des coûts de l'énergie de remplacement pour la centrale Pointe Lepreau1 34   23  
Impôts sur les bénéfices recouvrables au titre des régimes d'ACR 18   18  
Coûts de gestion de l'énergie 17   14  
Frais de développement reportés pour des projets d'investissement 7   7  
Nouvelle cotisation d'impôt du pipeline Southern Crossing 7   7  
Coûts reportés des régimes de retraite 6   6  
Coûts de location 6   6  
Autres actifs réglementaires 66   55  
Total des actifs réglementaires 1 039   970  
Moins : tranche à court terme (256 ) (223 )
Actifs réglementaires à long terme 783   747  
1) Centrale nucléaire Pointe Lepreau d'Énergie NB
     
     
     
  Aux  
(en millions $) 30 juin 2010   31 décembre 2009  
      (note 21)  
Passifs réglementaires        
Provision pour coûts futurs d'enlèvement d'actifs et de remise en état des lieux 329   326  
Impôts futurs 34   35  
Comptes de stabilisation tarifaire – Sociétés Terasen Gas 59   44  
Comptes de stabilisation tarifaire – Entreprises de services publics d'électricité 28   21  
Passifs d'incitatifs selon les règles d'établissement des tarifs fondées sur le rendement 10   15  
Passif au titre des produits non facturés 9   10  
Gains nets non constatés à la cession d'immobilisations corporelles de services publics1 8   8  
Produits constatés d'avance liés au pipeline Southern Crossing 8   9  
Intérêts reportés 7   7  
Autres passifs réglementaires 28   22  
Total des passifs réglementaires 520   497  
Moins : tranche à court terme (46 ) (53 )
Passifs réglementaires à long terme 474   444  
1) S'entend des montants cumulés des sociétés Terasen Gas, avant le 1er janvier 2010 et, comme il a été approuvé par les organismes de réglementation, transférés de l'amortissement cumulé au titre des règlements futurs avec les clients (note 2 iii)).

6. STOCKS

  Aux
(en millions $) 30 juin 2010 31 décembre 2009
Gaz stocké 124 159
Matières et fournitures 20 19
  144 178

Au cours des périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2010, des stocks respectivement de 191 millions $ et 496 millions $ ont été passés en charges et présentés dans les coûts de l'approvisionnement énergétique à l'état des résultats consolidé intermédiaire (156 millions $ et 624 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2009). Les stocks passés dans les charges d'exploitation se sont établis à 4 millions $ et 7 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2010 (4 millions $ et 7 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2009). Les stocks imputés aux charges d'exploitation comprenaient des coûts d'aliments et de boissons à Fortis Properties de 3 millions $ et 5 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2010 (2 millions $ et 4 millions $ respectivement pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2009).

7. DETTE À LONG TERME ET OBLIGATIONS LIÉES AUX CONTRATS DE LOCATION-ACQUISITION

  Aux  
(en millions $) 30 juin 2010   31 décembre 2009  
Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location-acquisition 5 139   5 331  
Classement à long terme des emprunts sur les facilités de crédit confirmées (note 19) 422   208  
Frais de financement de la dette reportés (38 ) (39 )
Total de la dette à long terme et des obligations liées aux contrats de location-acquisition 5 523   5 500  
Moins : versements pour la période au titre de la dette à long terme et des obligations liées aux contrats de location-acquisition (158 ) (224 )
  5 365   5 276  

En avril 2010, Terasen a racheté pour une contrepartie au comptant la totalité de ses 125 millions $ de titres de capital à 8,0 % avec le produit d'emprunts sur la facilité de crédit confirmée de la Société.

8. ACTIONS ORDINAIRES

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

  Aux
Émises et en circulation 30 juin 2010 31 décembre 2009
  Nombre
d'actions
Montant Nombre
d'actions
Montant
  (en
milliers)
(en
millions $)
(en
milliers)
(en
millions $)
Actions ordinaires 172 865 2 537 171 256 2 497
   
   
Les actions ordinaires émises au cours de la période étaient comme suit :
 
  Trimestre terminé
le 30 juin 2010
Cumul annuel au
30 juin 2010
  Nombre
d'actions
Montant Nombre
d'actions
Montant
  (en
milliers)
(en
millions $)
(en
milliers)
(en
millions $)
Solde au début de la période 172 169 2 520 171 256 2 497
Régime d'achat d'actions de consommateurs 14 1 28 1
Régime de réinvestissement des dividendes 503 13 1 071 28
Régime d'achat d'actions des employés 65 1 193 5
Régimes d'options sur actions 114 2 317 6
Solde à la fin de la période 172 865 2 537 172 865 2 537
         

Résultat par action ordinaire

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation.

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  
  2010   2009  
  Bénéfice
(en
millions $)
  Nombre
moyen
pondéré
d'actions
(en
 millions)
  Résultat
par
action
ordinaire
  Bénéfice
(en
 millions $)
  Nombre
moyen
pondéré
d'actions
(en
 millions)
  Résultat
par
action
ordinaire
 
Résultat de base par action ordinaire 55   172,4   0,32 $ 53   170,0   0,31 $
Incidence des titres potentiellement dilutifs :                        
Options sur actions -   0,9       -   0,7      
Actions privilégiées (note 13) 4   11,9       4   13,9      
Débentures convertibles 1   1,4       1   1,4      
  60   186,6       58   186,0      
Moins effets antidilutifs :                        
Actions privilégiées (4 ) (11,9 )     (2 ) (5,3 )    
Débentures convertibles (1 ) (1,4 )     (1 ) (1,4 )    
Résultat dilué par action ordinaire 55   173,3   0,32 $ 55   179,3   0,31 $
   
   
   
   
  Cumul annuel aux 30 juin
  2010 2009
 
 
 
 
Bénéfice
(en
 
millions $)
Nombre
moyen
pondéré
d'actions
(en
 millions)
Résultat
par
action
ordinaire
Bénéfice
(en
 millions $)
  Nombre
moyen
pondéré
d'actions
(en
 millions)
  Résultat
par
action
ordinaire
Résultat de base par action ordinaire 155 172,0 0,90 $ 145   169,7   0,85 $
Incidence des titres potentiellement dilutifs :                
Options sur actions - 0,9   -   0,7    
Actions privilégiées (note 13) 8 11,9   8   13,9    
Débentures convertibles 1 1,4   1   1,4    
  164 186,2   154   185,7    
Moins effets antidilutifs :                
Débentures convertibles - -   (1 ) (1,4 )  
Résultat dilué par action ordinaire 164 186,2 0,88 $ 153   184,3   0,83 $

9. ACTIONS PRIVILÉGIÉES

En janvier 2010, la Société a émis 10 millions d'actions privilégiées de premier rang à dividende cumulatif à taux d'intérêt fixe rétabli sur cinq ans de série H (« actions privilégiées de premier rang, série H »). Les actions privilégiées de premier rang, série H ont été émises au prix de 25,00 $ l'action. Les actions donnent droit annuellement à des dividendes préférentiels en espèces fixes et cumulatifs de 1,0625 $ l'action pour chaque année jusqu'au 1er juin 2015, sans inclure cette date. Pour chaque période de cinq ans après cette date, les porteurs d'actions privilégiées de premier rang, série H ont droit à un dividende préférentiel en espèces cumulatif à taux fixe rétabli. Le taux rétabli du dividende par action annuel sera calculé en multipliant le montant de 25,00 $ l'action par le taux du dividende fixe annuel, soit la somme du rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans à la date de rétablissement applicable, plus 1,45 %.

À chaque date de conversion des actions privilégiées de premier rang, série H, soit le 1er juin 2015 et le 1er juin tous les cinq ans par la suite, la Société pourra, à son gré, racheter au comptant la totalité ou toute partie des actions privilégiées de premier rang, série H en circulation, moyennant le paiement de 25,00 $ l'action, plus les dividendes accumulés et impayés jusqu'à la date fixée pour le rachat, exclusivement. À chaque date de conversion de ces actions, les porteurs d'actions privilégiées de premier rang, série H ont le droit, à leur gré, de convertir toutes leurs actions privilégiées de premier rang, série H ou chacune d'entre elles en un nombre égal d'actions privilégiées rachetables de premier rang à dividende cumulatif à taux d'intérêt variable, série I.

Les porteurs des actions privilégiées de premier rang, série I auront le droit de recevoir des dividendes préférentiels en espèces cumulatifs à taux variable d'après un montant par action correspondant au produit du taux de dividende trimestriel variable applicable multiplié par 25,00 $. Le taux de dividende trimestriel variable sera égal au taux de rendement moyen exprimé en pourcentage annuel des bons du Trésor du gouvernement du Canada de trois mois, plus 1,45 %.

À chaque date de conversion des actions privilégiées de premier rang de série I, soit le 1er juin 2020 et le 1er juin tous les cinq ans par la suite, la Société pourra, à son gré, racheter au comptant la totalité ou toute partie des actions privilégiées de premier rang, série I en circulation au prix de 25,00 $ l'action, plus tous les dividendes accumulés et impayés jusqu'à la date fixée pour le rachat, exclusivement. À toute date postérieure au 1er juin 2015 qui n'est pas une date de conversion de série I, la Société pourra, à son gré, racheter au comptant la totalité ou toute partie des actions privilégiées de premier rang, série I en circulation moyennant le paiement de 25,50 $ l'action, plus tous les dividendes accumulés et impayés jusqu'à la date fixée pour le rachat, exclusivement. À chaque date de conversion de série I, les porteurs d'actions privilégiées de premier rang, série I ont le droit de convertir, à leur gré, toute partie ou la totalité de leurs actions privilégiées de premier rang, série I en un nombre égal d'actions privilégiées de premier rang, série H. 

À toute date de conversion de série H, si la Société détermine que moins de 1 000 000 d'actions privilégiées de premier rang, série H sont en circulation, ce nombre restant d'actions privilégiées de premier rang, série H sera automatiquement converti en un nombre égal d'actions privilégiées de premier rang, série I. À toute date de conversion de série I, si la Société détermine que moins de 1 000 000 d'actions privilégiées de premier rang, série I sont en circulation, ce nombre restant d'actions privilégiées de premier rang, série I sera automatiquement converti en un nombre égal d'actions privilégiées de premier rang, série H. Si, toutefois, après cette conversion automatique, moins de 1 000 000 d'actions privilégiées de premier rang, série I sont en circulation ou moins de 1 000 000 d'actions privilégiées de premier rang, série H sont en circulation, aucune conversion automatique n'aura lieu.

Étant donné que les actions privilégiées de premier rang, série H ne sont pas rachetables au gré des porteurs, elles sont classées à titre de capitaux propres.

10. RÉGIMES DE RÉMUNÉRATION À BASE D'ACTIONS

En janvier 2010, 24 426 unités d'actions à dividende différé ont été attribuées au conseil d'administration de la Société, soit la composante en actions de la rémunération annuelle des administrateurs et, s'ils font ce choix, leurs honoraires annuels au lieu d'un paiement au comptant. Chaque unité d'actions à dividende différé correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur d'une action ordinaire de la Société.

En mars 2010, 60 000 unités d'actions liées au rendement (« UAR ») ont été attribuées au président-directeur général de la Société. Chaque UAR correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur d'une action ordinaire de la Société. Les UAR attribuées en mars 2010 expirent au bout de trois ans, et le président-directeur général peut alors recevoir un paiement en espèces si l'évaluation par le comité des ressources humaines du conseil d'administration de Fortis confirme l'atteinte des conditions de paiement. En mai 2010, 21 742 UAR ont été payées au président et chef de la direction de la Société à raison de 27,48 $ par UAR, soit un montant total d'environ 0,6 million $. Le paiement a eu lieu à l'échéance de la période de trois ans pour l'attribution d'UAR qui avait été effectuée en mai 2007, et le président-directeur général a respecté toutes les conditions de paiement établies par le comité des ressources humaines du conseil d'administration de Fortis.

En mars 2010, la Société a attribué 892 744 options d'achat d'actions ordinaires en vertu de son régime d'options sur actions de 2006 au cours moyen pondéré de 27,36 $ 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 expirent sept ans après la date d'attribution. La juste valeur des options attribuées était de 4,41 $ 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 (%) 3,66
Volatilité prévue (%) 25,1
Taux d'intérêt sans risque (%) 2,54
Durée de vie moyenne pondérée prévue (en années) 4,5

Au 30 juin 2010, 5,2 millions d'options sur actions étaient en cours, et les droits relatifs à 3,0 millions d'options sur actions étaient acquis.

11. CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU

Le cumul des autres éléments du résultat étendu comprend les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture, des gains et des pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie, et des gains et des pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie abandonnées, comme il est décrit à la note 2 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés de 2009 de la Société.

  Trimestres terminés les 30 juin  
2010   2009  
(en millions $) Solde
d'ouver-
ture
1
er avril
  Varia-
tion
nette
Solde
de
clôture
30 juin
  Solde
d'ouver-
ture
1er avril
  Varia-
tion
nette
  Solde
de
clôture
30 juin
 
(Pertes) gains de change latent(e)s, déduction faite des activités de couverture et après impôts (86 ) 12 (74 ) (37 ) (18 ) (55 )
(Pertes) gains sur instruments dérivés désignés comme couvertures de flux de trésorerie, après impôts -   - -   (1 ) 1   -  
Pertes nettes sur instruments dérivés antérieurement abandonnés à titre de couvertures de flux de trésorerie, après impôts (5 ) - (5 ) (5 ) -   (5 )
Cumul des autres éléments du résultat étendu (91 ) 12 (79 ) (43 ) (17 ) (60 )
     
     
     
     
  Cumul annuel aux 30 juin  
2010   2009  
(en millions $) Solde
d'ouver-
ture
1
er janvier
  Varia-
tion
nette
Solde
de
clôture
30 juin
  Solde
d'ouver-
ture
1er janvier
  Varia-
tion
nette
  Solde
de
clôture
30 juin
 
(Pertes) gains de change latent(e)s, déduction faite des activités de couverture et après impôts (78 ) 4 (74 ) (46 ) (9 ) (55 )
(Pertes) gains sur instruments dérivés désignés comme couvertures de flux de trésorerie, après impôts -   - -   (1 ) 1   -  
Pertes nettes sur instruments dérivés antérieurement abandonnés à titre de couvertures de flux de trésorerie, après impôts (5 ) - (5 ) (5 ) -   (5 )
Cumul des autres éléments du résultat étendu (83 ) 4 (79 ) (52 ) (8 ) (60 )

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 d'ACR, 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 10 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2010 (7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2009) et à 20 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2010 (13 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2009). Le coût des arrangements à cotisations déterminées et des REER collectifs pour le trimestre terminé le 30 juin 2010 s'est élevé à 3 millions $ (2 millions $ pour le trimestre terminé le 30 juin 2009) et à 7 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2010 (6 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 juin 2009).

13. FRAIS FINANCIERS

    Trimestres terminés
 les 30 juin
  Cumul annuel
aux 30 juin
 
 (en millions $) 2010   2009   2010   2009  
Intérêts – Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location-acquisition 88   86   176   170  
  – Emprunts à court terme et autres 1   2   3   6  
Intérêts imputés à la construction (5 ) (4 ) (9 ) (8 )
Dividendes sur les actions privilégiées classées comme dette (note 8) 4   4   8   8  
    88   88   178   176  

14. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES DES SOCIÉTÉS

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. Le tableau qui suit présente un rapprochement des impôts consolidés selon les taux prévus par la loi et des impôts consolidés selon les taux effectifs.

  Trimestres terminés
les 30 juin
  Cumul annuel
aux 30 juin
 
(en millions $, sauf indication contraire) 2010   2009   2010   2009  
Taux d'imposition combiné fédéral et provincial canadien prévu par la loi 32,0 % 33,0 % 32,0 % 33,0 %
Taux d'imposition prévu par la loi appliqué au bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés 26   22   69   63  
Dividendes sur actions privilégiées 2   2   3   3  
Écart entre le taux canadien prévu par la loi et les taux applicables aux filiales étrangères (5 ) (4 ) (7 ) (7 )
Écart entre les taux provinciaux canadiens prévus par la loi applicables aux filiales sous différentes juridictions canadiennes (2 ) (1 ) (6 ) (4 )
Éléments capitalisés aux fins comptables mais passés en charges aux fins fiscales (8 ) (10 ) (20 ) (20 )
Coûts des régimes de retraite 1   -   1   (1 )
Divers 1   (2 ) 3   (2 )
Impôts sur les bénéfices des sociétés 15   7   43   32  
Taux d'imposition effectif 18,5 % 10,3 % 19,9 % 16,8 %

Au 30 juin 2010, la Société avait des pertes autres qu'en capital et en capital reportées en avant d'environ 143 millions $ (122 millions $ au 31 décembre 2009), dont une tranche de 13 millions $ (16 millions $ au 31 décembre 2009) n'a pas été constatée dans les états financiers consolidés. Les pertes autres qu'en capital reportées en avant viennent à échéance entre 2014 et 2030.

15. INFORMATION SECTORIELLE

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

  ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS NON RÉGLEMENTÉS        
  Gaz Électricité              
Trimestre terminé
le 30 juin 2010
(en millions $)
Socié-
tés
Tera-
sen
Gas -
Cana-
da
Fortis
Alber-
ta
  Fortis
BC
NF
Power
Autres
Cana-
da(1)
Total
Élec-
trici-

Cana-
da
Élec-
trici-

Caraï-
bes
Fortis
Genera-
tion(
2)
Fortis
Proper-
ties
Siège
social
et
autres
  Éli-
mina-
tions
inter-
secto-
riel-
les
  Conso-
lidé
Produits d'exploitation 337 92   59 126 75 352 83 8 60 9   (13 ) 836
Coûts de l'approvisionnement énergétique 191 -   13 75 46 134 47 1 - -   (6 ) 367
Charges d'exploitation 65 36   19 15 11 81 11 2 39 6   (2 ) 202
Amortissement 29 25   11 12 6 54 9 1 4 1   -   98
Bénéfice d'exploitation 52 31   16 24 12 83 16 4 17 2   (5 ) 169
Frais financiers 29 14   8 9 5 36 4 - 6 18   (5 ) 88
Impôts sur les bénéfices des sociétés (recouvrements) 6 -   - 4 3 7 2 1 3 (4 ) -   15
Bénéfice net (perte nette) 17 17   8 11 4 40 10 3 8 (12 ) -   66
Parts des actionnaires sans contrôle - -   - - - - 3 - - -   -   3
Dividendes sur actions privilégiées - -   - - - - - - - 8   -   8
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actions ordinaires 17 17   8 11 4 40 7 3 8 (20 ) -   55
                               
Écart d'acquisition 908 227   221 - 63 511 143 - - -   -   1 562
Actifs identifiables 4 073 1 977   1 189 1 192 630 4 988 828 195 581 122   (20 ) 10 767
Total de l'actif 4 981 2 204   1 410 1 192 693 5 499 971 195 581 122   (20 ) 12 329
Dépenses en immobilisations brutes(3) 60 89   37 19 13 158 19 2 4 1   -   244
                               
Trimestre terminé                              
le 30 juin 2009                              
(en millions $)                              
Produits d'exploitation 289 81   55 119 65 320 82 9 58 7   (9 ) 756
Coûts de l'approvisionnement énergétique 156 -   13 70 40 123 44 1 - -   (5 ) 319
Charges d'exploitation 62 31   17 13 9 70 14 2 38 4   (1 ) 189
Amortissement 26 23   9 11 5 48 10 2 4 2   -   92
Bénéfice d'exploitation 45 27   16 25 11 79 14 4 16 1   (3 ) 156
Frais financiers 29 13   8 9 4 34 4 1 5 18   (3 ) 88
Impôts sur les bénéfices des sociétés (recouvrements) 2 (3 ) 1 5 3 6 - - 3 (4 ) -   7
Bénéfice net (perte nette) 14 17   7 11 4 39 10 3 8 (13 ) -   61
Parts des actionnaires sans contrôle - -   - - - - 3 - - -   -   3
Dividendes sur actions privilégiées - -   - - - - - - - 5   -   5
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actions ordinaires 14 17   7 11 4 39 7 3 8 (18 ) -   53
                               
Écart d'acquisition 908 227   221 - 63 511 154 - - -   -   1 573
Actifs identifiables 3 838 1 767   1 137 1 156 526 4 586 847 192 577 141   (17 ) 10 164
Total de l'actif 4 746 1 994   1 358 1 156 589 5 097 1 001 192 577 141   (17 ) 11 737
Dépenses en immobilisations brutes(3) 64 116   27 19 11 173 30 4 5 1   -   277
 
1) Comprend Algoma Power à partir d'octobre 2009, date d'acquisition par FortisOntario
2) Les résultats reflètent l'expiration, le 30 avril 2009, à la fin d'un terme de 100 ans, des droits d'usage de l'eau de la centrale hydroélectrique Rankine à Niagara Falls, correspondant à une puissance de 75 MW.
3) Concernent les immobilisations de services publics, y compris les paiements à l'AESO relatifs aux projets d'investissements dans le transport, les biens productifs et les actifs incorporels, comme elles figurent à l'état des flux de trésorerie consolidé.
 
 
 
  ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS RÉGLEMENTÉS ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS NON RÉGLEMENTÉS        
  Gaz Électricité              
Semestre terminé le
30 juin 2010
(en millions $)
Socié-
tés
Tera-
sen
Gas -
Cana-
da
Fortis
Alber-
ta
  Fortis
BC
NF
Power
Autres
Cana-
da(1)
Total
Élec-
trici-

Cana-
da
Élec-
trici-

Caraï-
bes
Fortis
Genera-
tion(
2)
Fortis
Proper-
ties
Siège
social
et
autres
  Éli-
mina-
tions
inter-
secto-
riel-
les
  Conso-
lidé
Produits d'exploitation 866 180   131 304 157 772 159 13 109 15   (22 ) 1 912
Coûts de l'approvisionnement énergétique 496 -   34 206 99 339 92 1 - -   (9 ) 919
Charges d'exploitation 135 71   36 31 22 160 23 4 75 10   (3 ) 404
Amortissement 59 49   21 23 11 104 18 2 8 4   -   195
Bénéfice d'exploitation 176 60   40 44 25 169 26 6 26 1   (10 ) 394
Frais financiers 56 28