Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

22 août 2007 17h17 HE

Fortis affiche un bénéfice de 41,5 millions $ au deuxième trimestre

ST. JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 22 août 2007) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a réalisé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 41,5 millions $, ou 0,31 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre de 2007 en comparaison d'un bénéfice de 37,9 millions $, ou 0,37 $ par action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le cumul du bénéfice par action ordinaire de l'exercice à ce jour s'est établi à 83,0 millions $, ou 0,69 $ par action ordinaire, en regard de 74,5 millions $, ou 0,72 $ par action ordinaire, à la période correspondante de l'exercice précédent.

L'acquisition importante réalisée au cours du trimestre a eu une incidence considérable sur les résultats trimestriels. Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions en circulation de Terasen Inc. ("Terasen") auprès de Kinder Morgan, Inc., moyennant une contrepartie de 3,7 milliards $, incluant la prise en charge de la dette de 2,4 milliards $. Terasen possède et exploite une entreprise de distribution de gaz naturel avec ses filiales Terasen Gas Inc., Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. et Terasen Gas (Whistler) Inc., collectivement appelées "Terasen Gas". Terasen Gas compte plus de 900 000 clients, soit environ 95 % des consommateurs de gaz naturel en Colombie-Britannique. L'acquisition ne comprend pas les pipelines destinés au transport du pétrole brut et raffiné de Terasen. Les résultats financiers de Terasen sont inclus dans les états financiers consolidés de Fortis depuis la date de l'acquisition.

"L'acquisition de Terasen fait de Fortis la plus importante société de services publics de distribution de gaz et d'électricité détenu par des investisseurs au Canada, a déclaré Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc. Notre percée dans le secteur de la distribution de gaz ajoute un nouveau secteur d'activité et double la base tarifaire réglementée de Fortis, laquelle atteint environ 6 milliards $".

Les services publics réglementés représentent environ 92 % de l'actif total de Fortis, et les services publics réglementés assurés au Canada représentent à eux seuls environ 84 %. Fortis sert actuellement près de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité.

Le bénéfice attribuable aux actions ordinaires a grimpé de 3,6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette croissance est attribuable à FortisAlberta, FortisBC, Fortis Turks and Caicos, et Terasen Gas, ce qui a plus que contrebalancé la hausse des frais financiers associés aux acquisitions et la baisse des bénéfices tirés des entreprises non réglementées.

Le 17 mai 2007, Fortis a effectué un placement en actions ordinaires de 1,15 milliard $, dont le produit net totalise environ 88 % des fonds nécessaires pour conclure l'acquisition de Terasen. Au deuxième trimestre de l'exercice, l'apport de Terasen Gas au bénéfice de la Société s'est établi à 1,6 million $. L'émission d'actions ordinaires combinée au caractère saisonnier des bénéfices de Terasen Gas ont entraîné une dilution des résultats par action ordinaire au deuxième trimestre de 2007. De façon générale, Terasen Gas dégage des bénéfices élevés aux premier et quatrième trimestres ainsi que des bénéfices moins élevés au deuxième trimestre, contrecarrées partiellement par les pertes subies au cours du troisième trimestre.

"L'acquisition de Terasen devrait contribuer à la hausse du bénéfice dès le premier exercice complet", a ajouté M. Marshall.

Les services publics réglementés d'électricité au Canada ont dégagé des bénéfices de 34,0 millions $ au cours du deuxième trimestre de l'exercice, soit une augmentation de 8,6 millions $ en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des bénéfices est attribuable à l'accroissement du nombre de clients et à la hausse des livraisons d'énergie de FortisAlberta, ainsi qu'à la majoration tarifaire et à l'augmentation du volume des ventes d'électricité de FortisBC.

Le 10 mai 2007, Newfoundland Power a déposé une demande tarifaire aux fins d'établissement des tarifs de la clientèle pour l'exercice 2008. La demande fait présentement l'objet d'un examen de la part de l'organisme de réglementation des services publics. Le 1er juin 2007, FortisAlberta a déposé une demande tarifaire visant l'augmentation des tarifs de distribution d'électricité pour les exercices 2008 et 2009, en raison surtout d'un investissement important à l'égard de l'infrastructure électrique.

Les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont enregistré des bénéfices de 7,6 millions $ au cours du deuxième trimestre, soit une progression de 3,2 millions $ comparativement au même trimestre de l'exercice précédent. Cette progression s'explique surtout par les contributions de Fortis Turks and Caicos, acquis en août 2006, ainsi que par une amélioration des ventes d'électricité et une réduction des frais financiers de Belize Electricity.

L'exploitation non réglementée de Fortis a affiché des bénéfices de 4,9 millions $ au cours du deuxième trimestre, en regard de 6,7 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ces résultats ont été influencés par la diminution de la production hydroélectrique en raison des faibles précipitations au Belize, dans la région centrale de Terre-Neuve et dans le nord de l'Etat de New York.

Le bénéfice de Fortis Properties s'est établi à 6,0 millions $ au cours du deuxième trimestre, en regard de 8,1 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. En 2006, le bénéfice comprenait un gain après impôts de 1,6 million $ réalisé à la vente de l'hôtel Days Inn Sydney et un rajustement d'impôts favorable de 1,6 million $. Compte non tenu de ces éléments, le bénéfice s'est bonifié de 1,1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout de l'acquisition, le 1er novembre 2006, de quatre hôtels dans l'Ouest canadien.

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition de l'hôtel Delta Regina, en Saskatchewan, au prix de 49,95 millions $. L'acquisition devrait se traduire par une hausse immédiate des bénéfices de Fortis.

Les charges du siège social et autres se sont établies à 12,6 millions $ au deuxième trimestre, par rapport à 6,7 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En 2006, les charges du siège social et autres avaient été réduites par un gain de change après impôts de 1,6 million $ associé à la dette libellée en dollars américains. La hausse des charges du siège social est principalement attribuable aux frais financiers de 4,9 millions $ liés à l'acquisition de Terasen.

En juin 2007, Standard & Poor's a relevé la cote de crédit à long terme de Fortis, de "BBB+" à "A-", et la cote de crédit sur la dette non garantie de Fortis, de "BBB" à "A-". L'amélioration de la cote de crédit reflète une plus grande diversité des activités de Fortis, notamment en raison de l'acquisition de Terasen Gas, l'effort soutenu de la Société pour l'acquisition de services publics réglementés stables et le succès remporté par FortisAlberta et FortisBC dans la mise en oeuvre de leurs vastes programmes de dépenses en immobilisations.

Les dépenses en immobilisations de services publics, avant les apports de la clientèle, se sont établies à 327 millions $ au premier semestre de 2007. Le budget des dépenses en immobilisations des services publics pour l'exercice 2007 s'élève à 770 millions $, incluant les dépenses en immobilisations de 128 millions $ de Terasen Gas à compter de la date de l'acquisition. Les dépenses en immobilisations des services publics d'électricité sont surtout engagées par FortisAlberta et FortisBC pour répondre à la croissance de la clientèle et rehausser la fiabilité des réseaux électriques.

"Au cours du deuxième semestre de 2007, la Société mettra l'accent sur l'intégration des activités de Terasen au sein du groupe Fortis. Nos services publics poursuivent leurs vastes programmes d'immobilisations afin d'honorer nos obligations en matière de service à la clientèle", a conclu M. Marshall.


Rapport de gestion intermédiaire

Pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2007

Le 3 août 2007

L'analyse ci-dessous devrait être lue avec les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2007 et avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006 inclus dans le rapport annuel de 2006 de la Société. Cette analyse a été préparée conformément au Règlement 51-102 sur les obligations d'information continue, relativement au rapport de gestion. L'information financière présentée dans le présent rapport a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") et elle est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Dans cette analyse, Fortis inclut des énoncés prospectifs qui 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. Dans toute la mesure du possible, des termes comme "anticiper", "croire", "s'attendre à", "avoir l'intention de" et autres expressions semblables ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs. Ces énoncés reflètent les opinions actuelles de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose actuellement la direction de la Société. Certains facteurs ou hypothèses importants ont été appliqués pour tirer les conclusions contenues dans les énoncés prospectifs. Ces facteurs ou hypothèses comportent des risques et incertitudes inhérents à l'égard des attentes futures en général. Ces facteurs de risque ou hypothèses comprennent, sans s'y restreindre, la réglementation, l'intégration de Terasen et la gestion de la croissance de l'exploitation, les risques d'exploitation liés à la distribution du gaz naturel, les prix du gaz naturel, l'approvisionnement en gaz naturel, les prix de l'énergie, la conjoncture économique en général, les conditions climatiques et le caractère saisonnier, les instruments dérivés et la couverture, les sources de financement, la perte de zones de desserte, les licences et permis, l'environnement, les assurances, les relations de travail, les ressources humaines et les risques en matière de liquidités. Fortis met les lecteurs en garde quant au fait qu'un certain nombre de facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels, le rendement ou les réalisations diffèrent de manière importante des résultats analysés ou suggérés dans les énoncés prospectifs. Ces facteurs doivent être soigneusement pris en compte et il convient de ne pas se fier indûment aux énoncés prospectifs. Pour des renseignements additionnels à l'égard de certains 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 en valeurs mobilières canadiens, y compris les facteurs décrits à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006 et ceux des trimestre et semestre terminés le 30 juin 2007. La Société décline toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement.

Fortis, la plus importante société de services de distribution de gaz et d'électricité au Canada, sert environ deux millions de consommateurs. Fortis détient notamment une entreprise de service public de gaz naturel réglementée en Colombie-Britannique et des entreprises de services publics d'électricité réglementées réparties dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Elle possède par ailleurs des actifs non réglementés de production d'hydroélectricité un peu partout au Canada, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. La Société répond à une demande de pointe d'électricité d'environ 5 100 mégawatts ("MW") et une demande de pointe de gaz d'environ 1 400 térajoules ("TJ") par jour.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution d'électricité et de gaz solides assurant la livraison sécuritaire et fiable d'électricité et de gaz à la clientèle à des tarifs raisonnables. Les principales activités de la Société sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon les exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs. Les secteurs d'exploitation et isolables de la Société sont les suivants : i) Services publics réglementés de gaz au Canada, ii) Services publics réglementés d'électricité au Canada, iii) Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes, iv) Services non réglementés - Fortis Generation, v) Services non réglementés - Fortis Properties, et vi) Siège social et autres. Le secteur d'exploitation des services publics réglementés de gaz au Canada se compose des entreprises de distribution de gaz naturel de Terasen Inc. ("Terasen") exploitées par ses filiales, Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"), collectivement appelées "Terasen Gas". Le secteur d'exploitation des services publics réglementés d'électricité au Canada de la Société est composé de FortisAlberta, FortisBC, Newfoundland Power, FortisOntario et Maritime Electric, à l'Ile-du-Prince-Edouard. Le secteur d'exploitation des services publics réglementés d'électricité de la Société dans les Caraïbes est composé de ses filiales à propriété exclusive P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd., collectivement "Fortis Turks and Caicos"; Belize Electricity, dont Fortis détient une participation conférant le contrôle de 70,1 %; et Caribbean Utilities, le seul fournisseur d'électricité de l'île Grand Caïman, dans lequel Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 54 %. Le bénéfice des services publics réglementés de la Société est surtout calculé en appliquant les méthodes conventionnelles fondées sur le coût du service et le taux de rendement. Le bénéfice des services publics réglementés au Canada est habituellement exposé aux variations de taux d'intérêt associées aux mécanismes d'établissement des tarifs.

Les actifs de production non réglementés de la Société sont exploités dans trois pays et ont une capacité de production combinée de 195 MW, principalement hydroélectrique. En tenant compte de l'acquisition d'un hôtel le 1er août 2007, la Société, par l'intermédiaire de sa filiale non réglementée Fortis Properties, possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et des immeubles commerciaux d'une superficie totale de 2,8 millions de pieds carrés dans le Canada Atlantique.

Le secteur Siège social et autres permet de constater certains éléments de produits et de charges qui ne sont pas directement liés à un secteur d'exploitation ou un secteur isolable, notamment le financement et les frais d'administration du siège social, en plus des résultats financiers, à compter du 17 mai 2007, des activités non réglementées de Terasen, incluant sa participation de 30 % dans Customer Works Limited Partnership ("CWLP"). En partenariat avec Enbridge Inc., CWPL offre sur une base partagée des services non réglementés de service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception à Terasen Gas et à plusieurs autres petites tierces parties.

ACQUISITION D'ENTREPRISE

Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions émises et en circulation de Terasen, anciennement une filiale en propriété exclusive de Kinder Morgan, Inc. moyennant une contrepartie globale de 3,7 milliards $, incluant la prise en charge d'environ 2,4 milliards $ de la dette consolidée de Terasen. Terasen possède et exploite les entreprises de distribution de gaz naturel établie par Terasen Gas. Terasen Gas est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 900 000 clients, ou 95 % des consommateurs de gaz naturel de la province. Les entreprises de transport de pétrole de Kinder Morgan Canada (anciennement Terasen Pipelines), qui comprennent principalement des pipelines de pétrole brut et raffiné, n'ont pas fait partie de l'acquisition.

Une partie importante du prix d'acquisition de Terasen a été réglée à même le produit brut du placement de reçus de souscription clôturé par Fortis le 15 mars 2007. Fortis a procédé à l'émission de 44 275 000 reçus de souscription pour un produit brut approximatif de 1,15 milliard $. A la clôture de l'acquisition de Terasen, le 17 mai 2007, les reçus de souscription ont été annulés et automatiquement échangés, contre un nombre équivalent d'actions ordinaires de Fortis sans contrepartie additionnelle et un paiement en espèces de 0,21 $ par action ordinaire, correspondant au montant des dividendes déclarés par Fortis sur ses actions ordinaires aux porteurs inscrits pendant la période du 15 mars 2007 au 17 mai 2007. Fortis a financé le solde du prix d'acquisition au comptant en prélevant 125 millions $ à même ses facilités de crédit existantes. Dans le cadre de cet emprunt, Fortis a conclu avec ses emprunteurs un facilité de crédit renégociée et modifiée visant à augmenter le montant de la facilité de crédit à 500 millions $ et lui laisser la possibilité d'augmenter la limite totale à 600 millions $.

Le 14 mai 2007, Fortis a résilié une entente sur la facilité de crédit d'acquisition de 1,43 milliard $ avec la Banque Canadienne Impériale de Commerce qui avait été établie pour financer, au besoin, le prix d'acquisition au comptant intégral de Terasen. Aucuns fonds n'ont été prélevés sur cette facilité de crédit.

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

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 les bénéfices sectoriels pour le deuxième trimestre et les périodes de six mois terminées les 30 juin 2007 et 2006 sont présentés dans le tableau suivant. Ce tableau est suivi d'une analyse des résultats financiers des secteurs de la Société.



---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
---------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
---------------------------------------------------------------------------
(En millions $,
sauf le résultat
par action
ordinaire et
le nombre
d'actions
ordinaires en
circulation)
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
---------------------------------------------------------------------------
Produits et
quote-part du
bénéfice d'un
placement 565,9 345,9 220,0 1 048,9 736,7 312,2
---------------------------------------------------------------------------
Flux de
trésorerie
d'exploitation 68,2 57,8 10,4 161,8 107,2 54,6
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions
ordinaires 41,5 37,9 3,6 83,0 74,5 8,5
---------------------------------------------------------------------------
Résultat de base
par action
ordinaire ($) 0,31 0,37 (0,06) 0,69 0,72 (0,03)
---------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué
par action
ordinaire ($) 0,27 0,35 (0,08) 0,61 0,69 (0,08)
---------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen
pondéré
d'actions
ordinaires en
circulation
(en millions) 131,1 103,4 27,7 120,2 103,4 16,8
---------------------------------------------------------------------------


---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net sectoriel
---------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
---------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
---------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés de
gaz au Canada(1) 1,6 - 1,6 1,6 - 1,6
---------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité
au Canada 34,0 25,4 8,6 72,0 60,5 11,5
---------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 15,5 11,3 4,2 27,4 20,8 6,6
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC(2) 6,5 3,4 3,1 18,2 15,3 2,9
---------------------------------------------------------------------------
Newfoundland
Power 8,0 8,0 - 18,5 18,7 (0,2)
---------------------------------------------------------------------------
Autres services
au Canada(3) 4,0 2,7 1,3 7,9 5,7 2,2
---------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité
dans les
Caraïbes(4) 7,6 4,4 3,2 11,7 7,5 4,2
---------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
---------------------------------------------------------------------------
Fortis
Generation(5) 4,9 6,7 (1,8) 12,2 12,1 0,1
---------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
---------------------------------------------------------------------------
Fortis
Properties 6,0 8,1 (2,1) 7,8 9,6 (1,8)
---------------------------------------------------------------------------
Siège social et
autres6 (12,6) (6,7) (5,9) (22,3) (15,2) (7,1)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions
ordinaires 41,5 37,9 3,6 83,0 74,5 8,5
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
1) Comprend les entreprises de distribution de gaz naturel de Terasen
exploitées par Terasen Gas. Les résultats financiers de Terasen Gas sont
compris à compter de la date de l'acquisition, soit le 17 mai 2007.
2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion non réglementés liés aux
centrales hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que
le réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire.
Comprend aussi l'ancienne société Princeton Light and Power Company,
Limited ("PLP"), mais exclut les activités de production non réglementée
de la société en commandite en propriété exclusive de FortisBC Inc.,
Walden Power Partnership. Avec prise d'effet le 1 er janvier 2007, PLP a
été fusionnée à FortisBC Inc. dans le cadre d'une restructuration
interne.
3) Comprend Maritime Electric à l'Ile-du-Prince-Edouard et FortisOntario.
FortisOntario est composé de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara
Limitée et Cornwall Electric.
4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis a une participation
conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans laquelle
Fortis a une participation conférant le contrôle d'environ 54 % et
Fortis Turks and Caicos dont l'acquisition a été faite le 28 août 2006.
Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle
d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient maintenant environ 54
% de la société. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a
été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. A compter du
premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de
Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois. Au cours de
l'exercice 2006, l'état des résultats de Fortis reflétait sa
participation d'environ 37 % dans Caribbean Utilities, auparavant
comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux
mois.
5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementée au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en Colombie-
Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.
6) Comprend le montant net des charges du siège social et, à compter du 17
mai 2007, les résultats financiers liés aux activités non réglementées
de Terasen, incluant la participation de 30 % de Terasen dans CWLP.


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Terasen Gas

Terasen Gas(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Période terminée le 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Deuxième trimestre
de 2007
--------------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz (TJ) 17 744
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 129,6
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement
énergétique 72,9
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 27,7
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 11,6
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 15,2
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 0,6
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 1,6
--------------------------------------------------------------------------
1) Les données du tableau
visent la période
débutant le 17 mai 2007.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de Terasen Gas en acquérant toutes les actions en circulation de Terasen. Terasen Gas, comprenant TGI, TGVI et TGWI, est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, comptant plus de 900 000 clients, soit environ 95 % des consommateurs de gaz naturel en Colombie-Britannique. TGI possède un réseau intégré de distribution et de transport desservant ses clients de Sunshine Coast et plusieurs localités sur l'île de Vancouver, y compris Victoria et ses environs. TGWI offre des services de distribution de gaz propane à environ 2 400 clients dans la région de Whistler.

Réglementation : Terasen Gas est régie par la British Columbia Utilities Commission ("BCUC"). Le rendement des capitaux propres en actions ordinaires autorisé ("RCA") de TGI pour 2007 est de 8,37 %, et la composante capitaux propres réputée de sa structure de capital totale est de 35 %. Le RCA de TGVI pour 2007 est de 9,07 % et la composante capitaux propres réputée de sa structure de capital totale est de 40 %.

TGI et TGVI exercent leurs activités selon la réglementation fondée sur le coût du service et selon les règles d'établissement des tarifs fondées sur le rendement ("ETR") tel que le prescrit la BCUC. En vertu du mécanisme d'ETR en vigueur à TGI, les clients et la Société partagent également le montant des bénéfices supérieurs ou inférieurs au RCA. Lorsque le rendement des capitaux propres en actions ordinaires réalisé par TGI est supérieur ou inférieur de 150 points de base au RCA pendant deux exercices consécutifs, le mécanisme d'ETR peut être remanié. En vertu du mécanisme d'ETR, TGVI peut conserver la totalité des bénéfices tirés des économies réalisées au titre des dépenses d'exploitation ou d'entretien contrôlables par rapport aux prévisions; cependant, TGVI ne bénéficiera d'aucun allègement pour les hausses des dépenses d'exploitation ou d'entretien contrôlables. En mars 2007, TGI et TGVI ont reçu chacun l'approbation de la BCUC pour prolonger leurs mécanismes d'ETR jusqu'en 2009.

Le 5 juin 2007, TGVI a déposé une demande d'approbation auprès de la BCUC visant la construction et l'exploitation d'une installation de stockage de gaz naturel sur l'île de Vancouver d'une capacité de stockage de 1,5 milliard de pieds cubes, ce qui permettrait à TGI et à TGVI de répondre aux demandes actuelles et futures de gaz. Elle permettra aussi une utilisation plus efficace des systèmes existants de pipelines de TGI et entraînera une fiabilité et une sécurité accrues de l'approvisionnement lors d'interruptions prévues ou imprévues du réseau ou dans les périodes de forte demande. Le coût estimatif du projet se chiffre entre 175 millions $ et 200 millions $. Si la demande est approuvée, l'installation de stockage de gaz naturel sera mise en service vers la fin de 2011.

Bénéfice : Depuis la date de son acquisition, l'apport de Terasen Gas au bénéfice du deuxième trimestre a été de 1,6 million $. Les températures plus fraîches enregistrées au cours du deuxième trimestre ont eu des répercussions importantes sur la consommation de gaz des clients. Le bénéfice et le coût du gaz ont tous les deux augmenté de concert avec la hausse de la consommation. En raison des mécanismes de report réglementaire approuvés par la BCUC, les variations des niveaux moyens de consommation et le coût du gaz naturel n'ont pas d'incidence importante sur le bénéfice de Terasen Gas. Ces mécanismes servent à accumuler les incidences que peuvent avoir sur la marge les écarts entre la consommation réelle des clients des secteurs résidentiel et commercial et leur consommation prévue, ainsi que les écarts entre les coûts réels et les coûts prévus du gaz naturel récupérés dans les tarifs de base.

Le caractère saisonnier des activités de Terasen Gas a une incidence importante sur son bénéfice. Généralement, le bénéfice plus élevé réalisé aux premier et quatrième trimestres et le bénéfice moins élevé réalisé au deuxième trimestre sont partiellement contrecarrées par les pertes subies au troisième trimestre.

Volumes de gaz : Depuis la date d'acquisition, les volumes de gaz se sont établis à 17 744 TJ pour le deuxième trimestre. Pour l'ensemble du trimestre, les volumes de gaz ont atteint 44 478 TJ comparativement à 39 930 TJ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse de 11,4 % des volumes de gaz a été principalement occasionnée par une plus grande consommation en raison des températures plus fraîches que la normale comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent.

Produits : Depuis son acquisition, Terasen Gas a généré des produits de 129,6 millions $ au cours du deuxième trimestre. Pour l'ensemble du trimestre, les produits ont totalisé 344,5 millions $ comparativement à 305,6 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette augmentation s'explique principalement par une consommation moyenne plus élevée; cependant, les niveaux de consommation de gaz naturel n'ont pas eu une grande incidence sur le bénéfice en raison des mécanismes de reports réglementaires approuvés par la BCUC mentionnés ci-dessus.

Par suite de l'acquisition de Terasen et des discussions avec la direction, Standard & Poor's ("S&P") a augmenté spontanément les cotes de crédit à terme de TGI et à la dette de premier rang non garantie de TGI, les faisant passer, le 19 juin 2007, de "BBB" à "A"; cette amélioration reflète le point de vue de S&P selon lequel le voile réglementaire entre TGI et Terasen est suffisant pour évaluer le crédit de TGI de manière isolée. La notation reflète aussi le risque moindre lié aux activités réglementées de distribution de gaz naturel de TGI.

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA



FortisAlberta

--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'énergie (GWh) 3 650 3 538 112 7 595 7 292 303
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 68,7 58,6 10,1 132,0 120,4 11,6
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 30,5 26,9 3,6 59,4 55,6 3,8
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 18,6 18,5 0,1 36,6 34,2 2,4
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8,8 7,5 1,3 17,4 14,3 3,1
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement
d'impôts
sur les
bénéfices des
sociétés (4,7) (5,6) 0,9 (8,8) (4,5) (4,3)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 15,5 11,3 4,2 27,4 20,8 6,6
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Réglementation : Le 29 juin 2006, FortisAlberta a reçu de l'Alberta Energy and Utilities Board ("AEUB") l'approbation de l'Accord de règlement négocié pour 2006-2007, associé à la Demande de tarif d'accès de distribution pour 2006-2007 présentée par la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006-2007 approuvé par l'AEUB prévoyait une augmentation du tarif de distribution de 0,7 % à partir du 1er janvier 2007. Les besoins de revenus de 2007 reflètent aussi des dépenses en immobilisations prévues approuvées par l'AEUB d'environ 191,2 millions $, avant les apports de la clientèle prévus de 24,0 millions $. En outre, l'Accord de règlement négocié pour 2006-2007 approuvé par l'AEUB comprenait des apports prévus aux projets de l'Alberta Electric System Operator ("AESO") de 10 millions $ en 2007.

Les besoins de revenus de distribution de la Société pour 2007, tels qu'ils ont été approuvés dans l'Accord de règlement négocié pour 2006-2007, étaient fondés sur le RCA de 8,93 % pour 2006. Le RCA de FortisAlberta a été ramené à 8,51 % avec prise d'effet le 1er janvier 2007 en raison de l'incidence de la baisse des rendements des obligations à long terme du Canada dans la formule d'ajustement automatique utilisée pour calculer le RCA. En raison de la baisse du RCA, FortisAlberta prévoit rembourser aux clients dans les tarifs futurs environ 1,3 million $ des produits reçus à même les tarifs de base de 2007, en incluant ce remboursement dans sa demande de tarifs d'accès de distribution pour 2008-2009.

En juin 2007, FortisAlberta a obtenu l'approbation de l'AEUB lui permettant de vendre les montants figurant dans son compte de report des charges de l'AESO annuel. Au 30 juin 2007, le solde du compte de report des charges de l'AESO disponible à la vente était de 39,4 millions $.

Le 1er juin 2007, FortisAlberta a déposé sa demande de tarif d'accès de distribution pour 2008-2009 auprès de l'AEUB, visant une augmentation des tarifs de distribution de base de 8,5 % à compter du 1er janvier 2008 et de 9,0 % à compter du 1er janvier 2009. La demande comprenait aussi les dépenses brutes en immobilisations prévues de 282,8 millions $ pour 2008 et de 311,9 millions $ pour 2009, affectées principalement à la croissance de la clientèle et à l'amélioration de la fiabilité du réseau. Les hausses de tarifs demandées reposent principalement sur des investissements importants dans l'infrastructure électrique.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta pour le trimestre a été supérieur de 4,2 millions $ au bénéfice du trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des produits, qui a été partiellement contrebalancée par les frais d'exploitation et les frais financiers plus élevés. Le bénéfice a bondi de 6,6 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des produits et des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés, qui a plus que contrebalancé l'augmentation des frais d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie ont enregistré une hausse de 112 gigawattheures ("GWh"), ou 3,2 %, pour le trimestre et une hausse de 303 GWh, ou 4,2 %, depuis le début de l'exercice, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison des livraisons d'énergie accrues résultant de la croissance de la clientèle.

Produits : Les produits ont été en hausse de 10,1 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse a été attribuable à l'incidence combinée de 3,5 millions $ au titre de la croissance de la clientèle et des livraisons d'énergie accrues, et de l'augmentation de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients à partir du 1er janvier 2007; à 2,6 millions $ au titre de l'incidence des écarts de divers produits reportés; à l'augmentation des produits nets de 2,2 millions $ tirés du transport lié aux livraisons d'énergie et au nombre de clients accrus, aux ajustements apportés à la facturation reportée de l'AESO, ainsi qu'à l'augmentation des produits tirés des redevances de franchises et d'autres produits.

Les produits ont été en hausse de 11,6 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse a été attribuable à l'incidence combinée de 5,7 millions $ au titre de la croissance de la clientèle et des livraisons d'énergie accrues, et à l'augmentation de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients à partir du 1er janvier 2007; à 2,8 millions $ au titre de l'incidence des écarts de divers produits reportés ainsi qu'à l'augmentation des produits tirés des redevances de franchises, d'autres produits divers et des produits nets tirés du transport.

Charges : Les charges d'exploitation ont augmenté de 3,6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de la hausse des coûts de main-d'oeuvre, des avantages sociaux, des coûts liés au personnel, aux véhicules et autres taxes, partiellement contrebalancée par l'élimination des charges d'auto assurance en 2007 et la hausse des montants imputés aux projets d'immobilisations. Les charges d'exploitation ont augmenté de 3,8 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de la hausse des coûts de main-d'oeuvre, des avantages sociaux et de autres taxes, en partie contrebalancée par la baisse des coûts de main-d'oeuvre contractuelle et la hausse des montants imputés aux projets d'immobilisations.

La dotation aux amortissements a été comparable à celle du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en dépit de l'augmentation des immobilisations. Cependant, la dotation aux amortissements du deuxième trimestre de l'exercice précédent comprenait un ajustement cumulatif annuel lié à la hausse globale des taux d'amortissement de 2006, découlant de l'Accord de règlement négocié de 2006-2007 approuvé par l'AEUB en juin 2006. La dotation aux amortissements a augmenté de 2,4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, reflétant principalement une augmentation des immobilisations qui est essentiellement attribuable à la croissance de la charge dans le territoire de desserte de la Société.

Les frais financiers ont été supérieurs de 1,3 million $ pour le trimestre et de 3,1 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, principalement en raison d'emprunts accrus pour financer l'augmentation des dépenses en immobilisations.

Le recouvrement des impôts sur les bénéfices des sociétés a diminué de 0,9 million $ pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La diminution est principalement imputable à l'augmentation du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés, partiellement contrebalancée par la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en excédent des montants utilisés aux fins comptables en 2007 par rapport à 2006. Le recouvrement des impôts sur les bénéfices des sociétés a augmenté de 4,3 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison principalement de la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en excédent des montants utilisés aux fins comptables en 2007 par rapport à 2006.



FortisBC

--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 670 662 8 1 549 1 502 47
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
Produits 51,6 45,8 5,8 115,2 108,6 6,6
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 13,2 13,9 (0,7) 33,3 33,1 0,2
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 16,9 16,0 0,9 32,9 31,4 1,5
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 7,7 6,5 1,2 15,5 13,7 1,8
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6,1 5,7 0,4 12,2 11,3 0,9
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 1,2 0,3 0,9 3,1 3,8 (0,7)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6,5 3,4 3,1 18,2 15,3 2,9
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Réglementation : Le RCA de FortisBC pour 2007 a été porté à 8,77 % par rapport à 9,20 % pour 2006, compte tenu du rendement moindre des obligations à long terme du Canada entrant dans la formule d'ajustement automatique utilisée pour calculer le RCA.

Le 20 décembre 2006, la BCUC a approuvé une augmentation de 1,2 % des tarifs imposés à la clientèle avec prise d'effet le 1er janvier 2007. Le 9 mars 2007, la BCUC a émis une ordonnance modifiant le traitement des frais financiers liés aux importants projets en immobilisations au cours de la période de construction. Cette décision a permis une augmentation additionnelle effective de 2,1 % s'ajoutant à la hausse initiale de 1,2 % des tarifs imposés à la clientèle pour 2007. Puisque l'augmentation de 2,1 % des tarifs est entrée en vigueur le 1er avril 2007, comme il a été ordonné par la BCUC, l'incidence de l'augmentation des tarifs d'électricité de la période du 1er janvier 2007 au 31 mars 2007 pourra être récupérée dans les tarifs imposés à la clientèle pour 2008. Le montant à récupérer a été cumulé au cours du premier trimestre de 2007.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC pour le trimestre a augmenté de 3,1 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des tarifs d'électricité, de l'accroissement des ventes d'électricité et de la baisse des coûts d'approvisionnement énergétique, partiellement contrebalancée par la hausse des frais d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers. Le bénéfice a augmenté de 2,9 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la hausse des tarifs d'électricité, de l'accroissement des ventes d'électricité et de la diminution des impôts sur les bénéfices des sociétés, partiellement contrebalancés par la hausse des frais d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 8 GWh, ou 1,2 %, pour le trimestre et de 47 GWh, ou 3,1 % depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'accroissement des ventes d'électricité a été principalement attribuable à une réduction des pertes estimatives du réseau électrique et à la croissance continue de la clientèle dans la région de l'Okanagan. Au cours du premier trimestre de 2007, une analyse des pertes du réseau électrique a permis de réduire les pertes estimatives du réseau à partir du 1er janvier 2007. La réduction des pertes du réseau reflète des améliorations de l'efficience créées par le programme d'investissement continu de la société qui vise la mise à niveau et le remplacement des systèmes de production et des réseaux de transport et de distribution, de même que le raffinement du processus d'établissement des estimations.

Produits : Les produits ont atteint 5,8 millions $, en hausse pour le trimestre, et ont augmenté de 6,6 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La hausse des produits a été principalement attribuable à l'effet de l'augmentation de 3,3 % des tarifs d'électricité, en vigueur le 1er janvier 2007, incluant la constatation au premier trimestre de 2007 de l'augmentation de 2,1 % des tarifs d'électricité qui doit être recouvrée en 2008 auprès des clients; à la contribution plus élevée des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion; à la croissance de la clientèle et à la diminution des ajustements aux incitatifs clients liés aux tarifs fondés sur le rendement.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique se sont fixés à 0,7 million $, soit une baisse comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison du volume d'électricité plus élevé produit par les usines hydroélectriques de la Société par rapport à l'électricité achetée. Les coûts d'approvisionnement énergétique étaient plus élevés de 0,2 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison des ventes accrues d'électricité et de la hausse des prix d'achat moyens de l'électricité, contrebalancées en grande partie par le volume d'électricité plus élevé produit par les centrales hydroélectriques de la Société par rapport à l'électricité achetée.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 0,9 million $ pour le trimestre, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des charges d'exploitation, d'entretien et de gestion liées aux services non réglementés. Au deuxième trimestre de 2006, les charges d'exploitation avaient été majorées par l'incidence d'un ajustement cumulatif. Au premier trimestre de 2006, Fortis BC a modifié son estimation des coûts indirects capitalisés, l'établissant à environ 27,5 % des charges brutes d'exploitation et d'entretien. Cependant, en mai 2006, la BCUC a approuvé l'établissement des coûts indirects capitalisés à 20 %, à partir du 1er janvier 2006, dans le cadre de l'Accord de règlement négocié de 2006, ce qui a donné lieu à la comptabilisation de l'ajustement.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 1,5 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison des charges d'exploitation accrues associées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion.

La dotation aux amortissements pour le trimestre était supérieure de 1,2 million $ à celle du trimestre correspondant de l'exercice précédent et supérieure de 1,8 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison d'une augmentation des immobilisations de FortisBC résultant de son programme de dépenses en immobilisations.

Les frais financiers étaient plus élevés de 0,4 million $ pour le trimestre et de 0,9 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, ce qui s'explique surtout par les emprunts accrus nécessaires au financement du programme des dépenses en immobilisations de la Société.

Le 21 juin 2007, Moody's Investors Service a relevé la cote de crédit de la dette de premier rang non garantie de FortisBC, la faisant passer de "Baa3, Perspective stable" à "Baa2, Perspective stable". L'amélioration de la notation reflète les progrès réalisés par la Société en matière de crédit depuis la première notation de son crédit en 2004.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont augmenté de 0,9 million $ par rapport au trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de l'augmentation du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés, partiellement contrebalancée par la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en excédent des montants utilisés aux fins comptables en 2007 par rapport à 2006. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont diminué de 0,7 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison principalement de la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en excédent des montants utilisés aux fins comptables en 2007 par rapport à 2006, partiellement contrebalancée par la hausse du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés.



Newfoundland Power

--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début
de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
Ventes
d'électricité (GWh) 1 172 1 137 35 2 835 2 771 64
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 114,7 97,3 17,4 269,1 229,1 40,0
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 73,9 57,7 16,2 180,0 140,3 39,7
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 12,6 12,5 0,1 26,8 27,1 (0,3)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 8,5 7,9 0,6 18,8 17,7 1,1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8,2 8,0 0,2 16,5 16,2 0,3
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 3,3 3,0 0,3 8,2 8,8 (0,6)
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 0,2 - 0,3 0,3 -
Bénéfice 8,0 8,0 - 18,5 18,7 (0,2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Réglementation : Le RCA de Newfoundland Power pour 2007 a été réduit à 8,60 % par rapport à 9,24 % pour 2006, compte tenu du rendement moindre des obligations à long terme du Canada entrant dans la formule d'ajustement automatique utilisée pour calculer le RCA.

En décembre 2006, le Newfoundland and Labrador Board of Public Commissioners of Public Utilities ("PUB") a approuvé provisoirement une augmentation moyenne de 0,07 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2007. Cette augmentation découlait d'une modification du transfert des coûts de Newfoundland and Labrador Hydro Corporation ("Newfoundland Hydro") à la clientèle, justifiée par les coûts accrus de l'électricité achetée et la variation ainsi entraînée du tarif de l'électricité de gros achetée, en partie contrebalancée par l'incidence d'une réduction du RCA de Newfoundland Power à 8,60 % avec prise d'effet le 1er janvier 2007. La modification du transfert de coûts de Newfoundland Hydro n'aura aucune incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power de 2007. En avril 2007, le PUB a signifié l'approbation finale de l'augmentation moyenne de 0,07 % des tarifs d'électricité imposés à la clientèle pour 2007.

En décembre 2006, le PUB a approuvé, telle quelle, la demande de Newfoundland Power déposée en septembre 2006, visant la constatation de 2,7 millions $ de produits non facturés de 2005 à titre de produits en 2007 afin d'atténuer l'incidence fiscale de l'adoption de la comptabilité d'exercice pour la constatation des produits, la récupération reportée de 5,8 millions $ de dotation à l'amortissement d'immobilisations, tout comme en 2006, et le report de la récupération de 1,8 million $ associée au coût de remplacement de l'énergie pendant la remise en état de la centrale hydroélectrique Rattling Brook.

La nouvelle structure de tarif révisée pour l'électricité achetée en 2007 se traduit en moyenne par la hausse du prix payé par la société pour chaque kilowattheure ("kWh") d'électricité achetée pendant les mois d'hiver et par la baisse du prix moyen payé pour chaque kWh d'électricité achetée au cours des mois d'été comparativement à 2006. Newfoundland Power a comptabilisé des coûts d'achat d'électricité au cours de la première moitié de 2007 en fonction du coût d'achat unitaire d'électricité prévu. Le montant en excédent du coût d'achat unitaire d'électricité prévu a été viré au compte de report approuvé par le PUB. Les virements nets au compte de report pour l'exercice 2007 ne devraient pas être importants.

Le 10 mai 2007, Newfoundland Power a déposé sa demande tarifaire générale ("DTG") pour 2008 qui prévoit une hausse moyenne globale des tarifs d'électricité qui sont actuellement facturés aux clients; cette hausse, de 5,3 %, devrait s'appliquer à partir du 1er janvier 2008 et est fondée sur la dotation aux amortissements plus élevée, des charges accrues au titre de la retraite et une augmentation proposée du RCA de la Société. Le PUB examine actuellement la DTG de 2008 et prévoit tenir une audience publique au cours de l'automne de 2007.

Le 29 juin 2007, Newfoundland Power a déposé auprès du PUB son budget d'immobilisations de 50,8 millions $ pour 2008.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 8,0 millions $ pour le trimestre, un niveau comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'effet de l'accroissement des ventes d'électricité a été annulé par une réduction du RCA pour 2007 et une hausse de la dotation aux amortissements. Depuis le début de l'exercice, le bénéfice de 18,5 millions $ a été légèrement inférieur à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. L'effet de l'accroissement des ventes d'électricité et de la baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés a été contrebalancé par la réduction du RCA pour 2007 et par la hausse de la dotation aux amortissements.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 35 GWh, ou de 3,1 %, pour le trimestre et de 64 GWh, ou de 2,3 %, depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation s'explique par la croissance de la clientèle et une consommation moyenne plus élevée.

Produits : Les produits ont été plus élevés de 17,4 millions $ pour le trimestre et de 40,0 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation a été occasionnée par le transfert des coûts d'achat d'électricité plus élevés de Newfoundland Hydro, à partir du 1er janvier 2007, et par l'accroissement des ventes d'électricité partiellement contrebalancés par la baisse des produits résultant d'un RCA moindre pour 2007.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été supérieurs de 16,2 millions $ pour le trimestre et de 39,7 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison des coûts d'achat d'électricité plus élevés de Newfoundland Hydro à compter du 1er janvier 2007 et de l'accroissement des ventes d'électricité.

Les charges d'exploitation ont été comparables au trimestre de l'exercice précédent et ont diminué de 0,3 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les charges d'exploitation ont été moins élevées depuis le début de l'exercice, principalement en raison de la baisse des coûts des régimes de retraite, reflétant le rendement amélioré des actifs du régime de retraite et la fin, en mars 2007, de l'amortissement des charges de retraite associées au programme de retraite anticipée de 2005.

La dotation aux amortissements a été supérieure de 0,6 million $ pour le trimestre et de 1,1 million $ depuis le début de l'exercice aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette augmentation est principalement due aux investissements continus dans les immobilisations nécessaires pour fournir les services d'électricité aux clients. La dotation aux amortissements continue aussi d'être répartie trimestriellement en fonction de la marge sur coûts variables.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été en hausse de 0,3 million $ pour le trimestre en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent à cause du bénéfice élevé avant impôts sur les bénéfices des sociétés et d'un ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent, associés principalement à la comptabilisation de l'incidence de l'élimination de l'impôt fédéral des grandes sociétés. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont diminué de 0,6 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Le taux d'imposition effectif de la Société était moins élevé depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent en raison du traitement fiscal accordé au projet d'usine hydroélectrique de Rattling Brook inclus dans le programme des dépenses en immobilisations de Newfoundland Power pour l'exercice 2007.



Autres services publics d'électricité au Canada

---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
---------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début
de l'exercice
---------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
Ventes
d'électricité (GWh)
---------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric 255 241 14 527 496 31
---------------------------------------------------------------------------
FortisOntario 261 259 2 591 584 7
---------------------------------------------------------------------------
Total 516 500 16 1 118 1 080 38
---------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
---------------------------------------------------------------------------
Produits 65,3 62,1 3,2 135,0 125,2 9,8
---------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 43,1 42,0 1,1 91,4 86,1 5,3
---------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 7,3 7,2 0,1 14,0 13,7 0,3
---------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4,2 3,9 0,3 8,3 7,7 0,6
---------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4,2 3,9 0,3 8,4 7,4 1,0
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 2,5 2,4 0,1 5,0 4,6 0,4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 4,0 2,7 1,3 7,9 5,7 2,2
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.


Réglementation : En novembre 2006, Maritime Electric a déposé sa demande de budget d'immobilisations pour 2007 (le "budget d'immobilisations de 2007") qui se chiffre à environ 20,5 millions $ avant les apports prévus de la clientèle de 2,7 millions $. Le 1er mars 2007, l'Island Regulatory and Appeals Commission ("IRAC") a approuvé le budget d'immobilisations de 2007 de 19,7 millions $ avant les apports prévus de la clientèle de 2,7 millions $. En juin 2007, Maritime Electric a déposé son budget d'immobilisations de 2008, d'environ 18,6 millions $ avant les apports de la clientèle de 0,2 million $. Maritime Electric prévoit déposer une demande tarifaire auprès de l'IRAC à l'automne 2007, aux fins de l'établissement des tarifs de 2008.

En avril 2007, la Commission de l'énergie de l'Ontario ("CEO") a publié ses décisions et une ordonnance provisoire concernant la demande de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée visant l'établissement des tarifs de distribution d'électricité associés à ses opérations à Fort Erie et à Port Colborne, ainsi qu'une décision et une ordonnance définitive concernant ses opérations à Gananoque. Les tarifs de distribution d'électricité approuvés par la CEO, en vigueur le 1er mai 2007, reflètent l'incidence du mécanisme incitatif des tarifs prescrit en vertu du rapport intitulé "Report of the Board on Cost of Capital and Second Generation Incentive Regulation for Ontario's Electricity Distributors" de la CEO. Avec prise d'effet le 1er mai 2007, l'augmentation générale des tarifs imposés à la clientèle résidentielle, y compris les modifications apportées au prix réglementé de l'électricité pour la clientèle de Fort Erie, de Port Colborne et de Gananoque est respectivement de 1,4 %, 1,5 % et 1,4 %. En juillet 2007, la CEO a publié la décision et l'ordonnance approuvant la récupération, à même les tarifs imposés à la clientèle, telle qu'elle a été sollicitée par la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée, d'environ 2 millions $ de coûts extraordinaires engagés en raison de la tempête de neige survenue en octobre 2006.

Bénéfice : Le bénéfice tiré des autres services publics au Canada du trimestre écoulé a été supérieur de 1,3 million $ à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse de 3,35 % des tarifs de base d'électricité de Maritime Electric, en vigueur depuis le 1er juillet 2006, des ventes d'électricité accrues et de la diminution du taux d'imposition effectif de la Société. Le bénéfice a augmenté de 2,2 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent; cette augmentation résulte en premier lieu de la hausse de 3,35 % des tarifs de base d'électricité de Maritime Elecriticy, en vigueur depuis le 1er juillet 2006; de la hausse des tarifs de distribution d'électricité de FortisOntario depuis le 1er mai 2006, de l'accroissement des ventes d'électricité et d'un taux d'imposition de la Société moindre, partiellement contrebalancée par la hausse des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 16 GWh, ou 3,2 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, stimulées par une consommation accrue découlant de températures plus basses que la normale enregistrées à l'Ile-du-Prince-Edouard. Les ventes d'électricité en Ontario ont été comparables à celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les ventes d'électricité ont augmenté de 38 GWh, ou de 3,5 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, stimulées par une consommation accrue découlant de températures plus basses que la normale enregistrées à l'Ile-du-Prince-Edouard et en Ontario.

Produits : Les produits ont été supérieurs de 3,2 millions $ pour le trimestre et de 9,8 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation est attribuable à la hausse de 3,35 % des tarifs de base d'électricité de Maritime Electric, en vigueur depuis le 1er juillet 2006, aux hausses des tarifs d'électricité de FortisOntario et aux ventes accrues d'électricité, partiellement contrebalancée par la baisse des prix de l'énergie sur le marché facturés à la clientèle de FortisOntario et la diminution des autres produits de FortisOntario.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été supérieurs de 1,1 million $ pour le trimestre et de 5,3 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation a résulté de l'accroissement des ventes d'électricité et de l'augmentation des prix d'achat d'électricité à FortisOntario, partiellement contrebalancée par la baisse des prix de l'énergie sur le marché payés à FortisOntario.

Les frais financiers ont été supérieurs de 0,3 million $ pour le trimestre et de 1,0 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison des emprunts associés aux programmes de dépenses en immobilisations et d'exploitation et à la hausse des coûts d'approvisionnement énergétique.

Le taux d'imposition effectif de la Société était de 38,5 % au deuxième trimestre, comparativement à 47,1 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Depuis le début de l'exercice, le taux d'imposition effectif de la Société était de 38,8 % comparativement à 44,7 % pour la période correspondante de l'exercice précédent. Au cours du deuxième trimestre de 2006, FortisOntario a comptabilisé une charge d'impôts futurs en raison de la réduction des soldes d'actif d'impôt futur découlant de l'application des baisses annoncées du taux fédéral d'imposition, entraînant un taux d'imposition effectif plus élevé au deuxième trimestre et à la période écoulée depuis le début de l'exercice précédent.



Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début
de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(2) 1,10 1,14 (0,04) 1,13 1,15 (0,02)
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité (GWh)
--------------------------------------------------------------------------
Belize Electricity 99 93 6 186 173 13
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities 123 1103 13 245 2203 25
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks and Caicos 36 313 5 68 573 11
--------------------------------------------------------------------------
Total 258 234 24 499 450 49
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 74,4 22,7 51,7 151,4 42,8 108,6
--------------------------------------------------------------------------
Quote-part du bénéfice
d'un placement - 2,1 (2,1) - 3,7 (3,7)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 41,0 13,4 27,6 84,7 25,1 59,6
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 11,4 2,7 8,7 28,2 5,4 22,8
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,9 1,4 5,5 14,2 2,8 11,4
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 3,6 1,4 2,2 7,4 3,0 4,4
--------------------------------------------------------------------------
Perte (gain) de change 0,1 0,2 (0,1) 0,1 0,3 (0,2)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 0,4 0,3 0,1 0,8 0,7 0,1
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 3,4 1,0 2,4 4,3 1,7 2,6
Bénéfice 7,6 4,4 3,2 11,7 7,5 4,2
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
1) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans
laquelle Fortis détient une participation conférant le contrôle
d'environ 54 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and
Caicos.
2) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change s'établit à 1 $ US
pour 2 $ BZ. La monnaie de présentation des états financiers des
services publics dans les Caraïbes est le dollar des îles Caïmans
($ CI) dont le taux de change s'établit à 1 $ US pour 0,84 $ CI.
La monnaie de présentation des états financiers de Fortis Turks and
Caicos est le dollar US.
3) Présenté aux fins de comparaison et représente les ventes d'électricité
comme présentées par Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos.
Les produits tirés du secteur des services réglementés d'électricité
dans les Caraïbes pour les trois mois et les six mois terminés
le 30 juin 2006 ne reflètent pas ces ventes d'électricité, car ni
Caribbean Utilities ni Fortis Turks and Caicos n'étaient consolidées
dans les états financiers de Fortis au cours de ces périodes.


Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities de sorte qu'elle détient maintenant une participation conférant le contrôle d'environ 54 % dans la société. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois. Au cours de l'exercice 2006, les états des résultats de Fortis reflétaient sa participation d'environ 37 % dans Caribbean Utilities, auparavant comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois. La fin d'exercice de Caribbean Utilities est le 30 avril et, par conséquent, les données financières présentées ci-dessus pour 2007 et 2006 comprennent les résultats financiers des quatrièmes trimestres de Caribbean Utilities terminés respectivement le 30 avril 2007 et le 30 avril 2006. Les informations financières relatives à la période écoulée depuis le début des exercices de 2007 et 2006 ci-dessus comprennent les résultats financiers de Caribbean Utilities pour les périodes de six mois terminées respectivement le 30 avril 2007 et le 30 avril 2006.

Réglementation : Le 26 juin 2007, la Public Utilities Commission ("PUC") a publié sa décision finale relative à la demande d'examen de tarif annuel de Belize Electricity pour la période allant du 1er juillet 2007 au 30 juin 2008. Dans sa décision finale, la PUC a tenu compte de plusieurs recommandations faites par un spécialiste indépendant qu'elle avait nommé à la suite de l'opposition par Belize Electricity et le Gouvernement du Belize à sa décision initiale concernant la demande de tarifs. Dans sa décision finale, la PUC a approuvé les modifications de tarifs pour certaines catégories de clients tout en maintenant le tarif d'électricité médian à 44,1 cents BZ par kWh. Belize Electricity continue de s'opposer à la décision finale de la PUC et porte cette dernière en appel en invoquant les ajustements du coût de l'électricité, les cibles de pertes et les amandes associées aux objectifs de fiabilité. Belize Electricity ne comptabilisera pas l'incidence de la décision finale sur la demande tarifaire tant que l'appel de la décision de la PUC ne sera pas entendu et résolu, ce qui devrait se faire au cours du quatrième trimestre de 2007.

Caribbean Utilities et le gouvernement des îles Caïmans (le "gouvernement") ont repris les négociations commencées en novembre 2005 pour le renouvellement du permis. Le permis actuel de la société est valide et en vigueur jusqu'en janvier 2011, ou jusqu'à ce qu'il soit remplacé, d'un commun accord, par un nouveau permis. En vertu de son permis actuel, Caribbean Utilities avait droit à une hausse de tarif de 4,5 %, en vigueur le 1er août 2007, en raison principalement du coût associé à la dépréciation d'un système de turbine à vapeur et d'une chaudière (le "système à vapeur"), de la hausse des coûts d'exploitation et de l'investissement dans les immobilisations. Caribbean Utilities n'a pas appliqué cette hausse du tarif, puisqu'elle avait convenu avec le gouvernement d'un gel des tarifs de base d'électricité durant la période de la surcharge de récupération des coûts liés aux ouragans ("SRC"). La SRC devrait être maintenue jusqu'en 2008. Au 30 avril 2007, un total de 7,6 millions $ US a été recouvré depuis la date de mise en Suvre du SRC le 1er août 2005, laissant un montant de 5,8 millions $ US à être recouvré auprès des clients.

Bénéfice : L'apport au bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a été supérieur de 3,2 millions $ à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, stimulé par un bénéfice de 2,4 millions $ de Fortis Turks and Caicos combiné avec l'accroissement des ventes d'électricité et la diminution des frais financiers à Belize Electricity. L'incidence sur le bénéfice de la Société d'un investissement accru dans Caribbean Utilities de 37 % à 54 %, à partir du 1er janvier 2007, a été neutralisée par l'incidence de la diminution du bénéfice présenté par Caribbean Utilities en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements.

La contribution au bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a été supérieur de 4,2 millions $ depuis le début de l'exercice à la période correspondante de l'exercice précédent, stimulée par un bénéfice de 4,2 millions $ de Fortis Turks and Caicos. L'incidence de l'accroissement des ventes d'électricité et de la diminution des frais financiers à Belize Electricity a été neutralisée par la contribution au bénéfice moindre de Caribbean Utilities. L'incidence sur le bénéfice de la Société d'un investissement accru dans Caribbean Utilities, de 37 % à 54 %, à partir du 1er janvier 2007, a été plus que neutralisée par l'incidence du bénéfice moindre réalisé à Caribbean Utilities depuis le début de l'exercice en raison d'une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession de son système à vapeur au cours du premier trimestre de 2007 et à des charges d'exploitation plus élevées. Depuis le début de l'exercice 2007, la contribution de Caribbean Utilities au bénéfice de la Société a été de 1,9 million $ comparativement à 3,7 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent.

L'acquisition de Fortis Turks and Caicos et l'investissement accru dans Caribbean Utilities a eu une incidence considérable sur la comparabilité des produits, de la quote-part du bénéfice d'un placement et des charges du trimestre écoulé et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les produits et les charges présentés par la Société pour la première moitié de l'exercice 2006 n'incluaient pas les résultats de Fortis Turks and Caicos ou de Caribbean Utilities, étant donné que les résultats financiers de ces entités n'avaient pas été consolidés dans les états financiers de la Société au cours de cette période. Fortis Turks and Caicos a été acquise le 28 août 2006 et les résultats financiers de Caribbean Utilities étaient comptabilisés à la valeur de consolidation pendant la première moitié de l'exercice 2006.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Belize Electricity ont été supérieures d'environ 6,5 % pour le trimestre et de 7,5 % depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, et la croissance des ventes d'électricité devrait atteindre 6,0 % en 2007. Les ventes d'électricité présentées par Caribbean Utilities ont été supérieures d'environ 11,8 % pour le trimestre et de 11,4 % depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Caribbean Utilities prévoit une croissance de 8 % des ventes d'électricité pour l'exercice se terminant le 30 avril 2008. Les ventes d'électricité présentées par Fortis Turks and Caicos ont été supérieures d'environ 16,1 % pour le trimestre et de 19,3 % depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette croissance devrait se poursuivre pour le reste de l'exercice 2007. La croissance de ventes d'électricité dans les territoires de desserte de la Société dans les Caraïbes est généralement attribuable à la croissance des clients stimulée par la vigueur des économies locales qui contribue à l'essor des nouvelles constructions résidentielles, commerciales et hôtelières.

Produits : La contribution de Fortis Turks and Caicos aux produits a été de 9,9 millions $ pour le deuxième trimestre et de 19,4 millions $ depuis le début de l'exercice tandis que celle de Caribbean Utilities a été de 41,0 millions $ pour le deuxième trimestre et de 86,3 millions $ depuis le début de l'exercice. Les produits ont aussi été favorablement touchés par la croissance des ventes d'électricité à Belize Electricity.

Charges : Outre l'incidence de Fortis Turks and Caicos et la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities à partir du 1er janvier 2007, les coûts d'approvisionnement énergétique ont augmenté en raison des la croissance des ventes d'électricité à Belize Electricity.

Les charges d'exploitation de Caribbean Utilities consolidées dans les résultats financiers de la Société au cours du deuxième trimestre de 2007 étaient supérieures à ses charges d'exploitation présentées pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison des coûts d'entretien plus élevés associés à ses génératrices et de la réduction des dépenses d'exploitation au cours du deuxième trimestre de 2006 en raison d'un gain de 1,4 million $ (1,2 million $ US) à la cession d'actifs associée à un règlement d'assurance. Au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes incluaient une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession du système à vapeur de Caribbean Utilities et des coûts d'entretien plus élevés liés aux génératrices de la société.

L'augmentation des frais financiers pour le trimestre et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, imputable à Fortis Turks and Caicos et à la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities à partir du 1er janvier 2007, a été partiellement neutralisée par la diminution des frais financiers à Belize Electricity en raison d'un encours de la dette moins élevé comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. En juin 2006, les produits d'un placement en actions à Belize Electricity ont été utilisés pour rembourser certains fournisseurs, des emprunts intersociétés et des prélèvements sur des facilités de découvert engagés principalement pour financer le coût élevé de l'électricité et du combustible.

Au cours du deuxième trimestre, Caribbean Utilities a clôturé la première tranche d'un placement de billets de premier rang non garantis à 5,65 %, de 40 millions $ US, pour la somme de 30 millions $ US. Les billets de premier rang non garantis viennent à échéance le 1er juin 2022 et la deuxième tranche de 10 millions $ US devrait être clôturée en décembre 2007. Les produits tirés du placement ont été utilisés pour rembourser des dettes existantes et pour financer des dépenses en immobilisations.

En juin 2007, Caribbean Utilities a commandé une nouvelle unité de production de 16 MW alimentée au diesel, laquelle, combinée à l'achat des deux génératrices mobiles antérieurement louées, d'une capacité totale de 4 MW, augmente la capacité de production totale de la société à 140 MW.

Au troisième trimestre de 2007, Fortis Turks and Caicos prévoit ajouter environ 7 MW de capacité de production afin de suivre le rythme de la forte croissance de la clientèle.



Activités non réglementées -- Fortis Generation

--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées -- Fortis Generation
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie (GWh) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Belize 26 33 (7) 70 60 10
--------------------------------------------------------------------------
Ontario 177 177 - 361 364 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Région centrale de
Terre-Neuve 32 39 (7) 66 77 (11)
--------------------------------------------------------------------------
Colombie-Britannique 16 13 3 19 17 2
--------------------------------------------------------------------------
Nord de l'Etat de New York 23 28 (5) 49 57 (8)
--------------------------------------------------------------------------
Total 274 290 (16) 565 575 (10)
--------------------------------------------------------------------------


--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 17,6 20,5 (2,9) 38,8 39,8 (1,0)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement
énergétique 1,7 1,4 0,3 3,8 3,3 0,5
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3,5 3,9 (0,4) 7,6 7,9 (0,3)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,8 2,6 0,2 5,4 5,3 0,1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2,4 2,5 (0,1) 4,8 5,2 (0,4)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des
sociétés 2,1 2,9 (0,8) 4,5 5,1 (0,6)
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires sans
contrôle 0,2 0,5 (0,3) 0,5 0,9 (0,4)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 4,9 6,7 (1,8) 12,2 12,1 0,1
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Bénéfice : Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation a reculé de 1,8 million $ ce trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse de production. Le bénéfice réalisé depuis le début de l'exercice a été comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent.

Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie ont reculé de 16 GWh, ou de 5,5 %, pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, particulièrement en raison de la baisse de production résultant des pluies moins abondantes au Belize, dans la partie centrale de Terre-Neuve et dans le nord de l'Etat de New York. Les ventes d'énergie ont reculé de 10 GWh, ou de 1,7 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse de production dans la région centrale de Terre-Neuve et le nord de l'Etat de New York résultant des pluies moins abondantes, partiellement contrebalancée par la hausse de production au Belize résultant des précipitations plus abondantes au premier trimestre de 2007 et de l'exploitation du barrage de Chalillo.

Produits : Les produits ont diminué de 2,9 millions $ pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse des ventes d'énergie, des produits tirés de l'assurance moindres de 0,9 million $ associés à l'usine de Dolgeville dans le nord de l'Etat de New York et de l'incidence de la baisse des prix moyens de l'énergie de gros en Ontario. La diminution a été partiellement contrebalancée par la hausse des produits associée au transfert des coûts d'approvisionnement énergétique accrus dans la région centrale de Terre-Neuve, qui n'a pas eu d'incidence sur le bénéfice, et des prix plus élevés pour l'énergie vendue dans le nord de l'Etat de New York. Le prix moyen de l'énergie de gros a été de 42,93 $ le mégawattheure ("MWh") en Ontario, au cours du deuxième trimestre, contre 45,32 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le prix moyen de l'énergie par MWh vendue dans le nord de l'Etat de New York au cours du deuxième trimestre a augmenté, passant de 56,11 $ à 63,72 $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation a été attribuable à l'expiration de deux contrats de vente d'énergie à taux fixe aux termes desquels l'énergie était vendue à des prix inférieurs à ceux du marché, et à leur remplacement, à partir du 1er janvier 2007, par des contrats de vente d'énergie aux prix du marché.

Les produits étaient moins élevés de 1,0 million $ depuis le début de l'exercice qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse des ventes d'énergie et des produits tirés de l'assurance pertes d'exploitation moindres de 0,9 million $ associés à l'usine de Dolgeville dans le nord de l'Etat de New York.

La diminution a été partiellement contrebalancée par la hausse des revenus associés au transfert des coûts d'approvisionnement énergétique accrus, tel qu'il est mentionné ci-dessus, et des prix plus élevés pour l'énergie vendue dans le nord de l'Etat de New York. Le prix moyen par MWh d'énergie vendu dans le nord de l'Etat de New York depuis le début de l'exercice était de 65,23 $, en hausse comparativement à 59,62 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent, pour les mêmes raisons que celles invoquées pour le trimestre. Le prix moyen de l'énergie de gros par MWh en Ontario était de 47,74 $ depuis le début de l'exercice, soit légèrement inférieur au prix de 48,15 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Charges : Les charges d'exploitation ont été moins élevées de 0,4 million $ pour le trimestre et de 0,3 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Au cours du deuxième trimestre de 2007, l'encaissement de 0,3 million $ au titre de produits tirés de l'assurance a été appliqué contre les charges d'exploitation de la période.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été inférieurs de 0,8 million $ pour le trimestre et de 0,6 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse du bénéfice avant les impôts sur les bénéfices des sociétés dans les territoires assujettis à l'impôt.




ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées -- Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 14,2 13,7 0,5 28,4 27,3 1,1
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'hôtellerie 33,0 28,3 4,7 58,9 49,8 9,1
--------------------------------------------------------------------------
Total des produits 47,2 42,0 5,2 87,3 77,1 10,2
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 29,4 26,3 3,1 57,5 50,9 6,6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 3,1 2,9 0,2 6,4 5,7 0,7
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5,7 5,0 0,7 11,6 10,1 1,5
--------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente de
biens productifs - (2,1) 2,1 - (2,1) 2,1
--------------------------------------------------------------------------
Impôts des sociétés 3,0 1,8 1,2 4,0 2,9 1,1
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6,0 8,1 (2,1) 7,8 9,6 (1,8)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties a reculé de 2,1 millions $ pour le trimestre et de 1,8 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Excluant le gain après impôts de 1,6 million $ à la vente de l'hôtel Days Inn Sydney et un ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés d'environ 1,6 million $ au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice a été supérieur de 1,1 million $ pour le trimestre et de 1,4 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation du bénéfice a été surtout attribuable aux apports des quatre hôtels acquis le 1er novembre 2006 dans l'Ouest canadien, en partie contrebalancés par une dotation aux amortissements et des frais financiers plus élevés.

Produits : Les produits tirés de l'immobilier ont augmenté de 0,5 million $ ce trimestre et de 1,1 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, principalement en raison de la location de l'extension du Centre Croix Bleue et de la croissance enregistrée dans toutes les régions d'exploitation de la société. Le taux d'occupation de la division immobilière était de 96,0 % au 30 juin 2007, en hausse comparativement à 95,6 % au 30 juin 2006, principalement du fait des contrats de location additionnels dans la région d'exploitation de Terre-Neuve.

Les produits tirés de l'hôtellerie ont été supérieurs de 4,7 millions $ pour le trimestre et de 9,1 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation a résulté principalement des contributions des quatre hôtels dans l'Ouest canadien acquis en novembre 2006, à la hausse des revenus des autres hôtels situés dans l'Ouest canadien et à la hausse des revenus des hôtels agrandis en Ontario. L'augmentation a été partiellement neutralisée par la baisse des revenus de la région d'exploitation de la société dans le Canada Atlantique, incluant l'élimination des revenus après la vente de l'hôtel Days Inn Sydney en juin 2006. Pour le deuxième trimestre de 2007, le revenu par chambre disponible s'est établi à 82,11 $, en regard de 75,97 $ pour le deuxième trimestre de 2006. La hausse de 8,1 % du revenu par chambre disponible a été surtout attribuable à l'ajout des quatre hôtels achetés le 1er novembre 2006 et aux taux d'occupation plus élevés.

Charges : Les charges d'exploitation pour le trimestre ont été supérieures de 3,1 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 6,6 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, étant donné les coûts associés aux quatre hôtels de l'Ouest canadien acquis en novembre 2006, à l'incidence des hôtels agrandis en Ontario et du Centre Croix Bleue agrandi, et à la hausse générale des prix causée par l'inflation. Les augmentations ont été en partie contrebalancées par l'élimination de charges d'exploitation par suite de la vente du Days Inn Sydney en juin 2006.

Les frais financiers pour le trimestre ont dépassé de 0,7 million $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 1,5 million $ ceux enregistrés depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison du financement associé aux quatre hôtels acquis le 1er novembre 2006 dans l'Ouest canadien.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été plus élevés de 1,2 million $ pour le trimestre et de 1,1 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cependant, les impôts sur les bénéfices des sociétés au deuxième trimestre ont été réduits d'environ 1,6 million $ en raison de la réduction des soldes de passifs d'impôts futurs résultant des baisses des taux d'impôt futurs par le gouvernement fédéral et de l'élimination de l'impôt fédéral sur les bénéfices des grandes sociétés.




SIEGE SOCIAL ET AUTRES
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Total des produits 4,4 2,2 2,2 7,8 4,2 3,6
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 1,0 3,2 (2,2) 3,1 5,5 (2,4)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,3 0,8 0,5 2,0 1,5 0,5
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 15,5 9,6 5,9 26,4 19,2 7,2
--------------------------------------------------------------------------
Gain de change - (1,9) 1,9 - (1,7) 1,7
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (2,3) (2,7) 0,4 (4,4) (5,0) 0,6
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle (0,1) (0,1) - (0,1) (0,1) -
--------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions
privilégiées 1,6 - 1,6 3,1 - 3,1
--------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du
secteur Siège
social et autres (12,6) (6,7) (5,9)(22,3) (15,2) (7,1)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
1) Comprend les coûts du siège social de Terasen et les résultats
financiers de CWLP à partir du 17 mai 2007.
2) Comprend les dividendes sur les actions privilégiées classées comme
passifs à long terme.


Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas spécifiquement liés à un secteur d'exploitation ou à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen, et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passifs à long terme, les gains ou pertes de change, les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres, d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation de la société de portefeuille de Fortis et Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales, les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés. Sont aussi compris dans le secteur Siège social et autres, les résultats financiers de CWP. CWP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception à Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle.

Les charges du secteur Siège social et les autres charges ont bondi de 5,9 millions $ pour le trimestre et de 7,1 millions $ depuis le début de l'exercice, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Au cours du deuxième trimestre de 2006, un gain de change de 1,9 million $ (1,6 million $ après impôts) a été comptabilisé sur la dette du siège social non couverte libellée en dollars américains. Aucun gain de change similaire n'a été comptabilisé au cours du deuxième trimestre de 2007, étant donné que toute la dette du siège social libellée en dollars américains a été désignée à titre de couverture pour les investissements nets de la Société libellés en dollars américains faits à l'étranger. Toutes les pertes de change et tous les gains de change sur la dette du siège social libellée en dollars américains qui fait partie de relations de couvertures efficaces sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu depuis le 1(er) janvier 2007.

A part le gain de change, les charges nettes du secteur Siège social et autres ont été plus élevées pour le trimestre et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, principalement en raison des frais financiers et des dividendes sur actions privilégiées plus élevés, partiellement contrebalancés par la hausse des revenus et la réduction des charges d'exploitation. L'augmentation des frais financiers est imputable aux frais financiers de 4,9 millions $ liés à l'acquisition de Terasen et aux intérêts sur les débentures convertibles subordonnées non garanties de 40 millions $ US émises en novembre 2006. L'augmentation des dividendes versés sur les actions privilégiées est liée aux actions privilégiées de premier rang de série F émises le 28 septembre 2006. La hausse des revenus est attribuable aux intérêts créditeurs intersociétés plus élevés en raison du volume plus élevé des prêts intersociétés et aux revenus de 1 million $ liés à CWP. Les charges d'exploitation ont diminué; toutefois, les charges d'exploitation au deuxième trimestre de l'exercice précédent incluaient des coûts de développement des affaires d'environ 1,4 million $. Un recouvrement de charges d'exploitation nettes d'environ 0,8 million $ a aussi été comptabilisé par Terasen au cours du deuxième trimestre de 2007, résultant d'un ajustement favorable des coûts liés aux régimes de retraite.

SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

Le tableau suivant décrit les principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés entre le 30 juin 2007 et le 31 décembre 2006. Les principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés qui sont associés à la consolidation de Terasen au 30 juin 2007 sont présentés séparément ci-dessous.




Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 juin 2007 et le 31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Hausse Autre
attribuable augmentation/
(en millions $) à Terasen (diminution) Explication
---------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et
équivalents
de trésorerie 14,1 8,5 L'autre augmentation des
flux de trésorerie
n'était pas importante.
---------------------------------------------------------------------------
Débiteurs 219,8 (26,8) L'autre diminution des
débiteurs se rapporte
principalement aux
produits moindres tirés
du transport
comptabilisés par
FortisAlberta et à la
diminution des ventes de
FortisBC liée à la
saisonnalité de ses
activités.
---------------------------------------------------------------------------
Stocks de gaz,
matières et
fournitures 147,8 (2,5) L'autre diminution liée
aux matières et aux
fournitures n'était pas
importante.
---------------------------------------------------------------------------
Charges reportées
et autres actifs 27,6 (28,4) L'autre diminution des
charges reportées et
autres actifs est
principalement liée au
reclassement de frais
financiers reportés de
21,2 millions $ et de
pertes reportées non
amorties de 11 millions
$ liées à un swap de
taux d'intérêt à terme
antérieurement résilié,
respectivement dans la
dette à long terme et
dans le cumul des autres
éléments du résultat
étendu, à l'adoption de
nouvelles normes
comptables à l'égard des
instruments financiers,
des couvertures et du
résultat étendu le 1er
janvier 2007.
---------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires -
à long et à court terme 164,5 18,9 L'autre augmentation des
actifs réglementaires a
été provoquée par une
hausse nette des charges
reportées de l'AESO pour
FortisAlberta et par une
hausse des coûts
d'énergie reportés pour
Maritime Electric en
raison des prix élevés
de l'énergie.
---------------------------------------------------------------------------
Actifs d'impôts futurs
à long terme 18,6 17,9 L'autre augmentation des
actifs d'impôts futurs
est principalement liée
à l'incidence fiscale
des coûts associés à
l'émission d'actions
ordinaires au moment de
la conversion des reçus
de souscription le 17
mai 2007.
---------------------------------------------------------------------------
Immobilisations de
services publics 2 780,0 117,5 L'autre augmentation des
immobilisations de
services publics résulte
principalement de
l'investissement de
313,3 millions $ dans
les réseaux électriques,
partiellement
contrebalancée par les
contributions des
clients, l'amortissement
pour la période de six
mois et l'incidence du
taux de change sur la
conversion des
immobilisations de
services publics
libellées en dollars
américains.
---------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 906,7 (14,4) L'autre diminution de
l'écart d'acquisition
est liée à l'écart de
change découlant de la
conversion des écarts
d'acquisition libellés
en dollars américains.
---------------------------------------------------------------------------
Emprunts à court terme 191,6 16,8 L'autre augmentation des
emprunts à court terme
découle des prélèvements
nets sur les facilités
de crédit de Maritime
Electric et de FortisBC
pour soutenir les
dépenses en
immobilisations et les
activités
d'exploitation,
partiellement
contrebalancée par les
réductions nettes des
emprunts à court
terme de Caribbean
Utilities.
---------------------------------------------------------------------------
Créditeurs et charges
à payer 392,4 (40,3) L'autre diminution
enregistrée dans le
poste Créditeurs et
charges à payer résulte
principalement de la
réduction saisonnière
normale de coûts de
l'électricité achetée
par Newfoundland Power,
combinée au calendrier
des paiements de
l'ensemble des filiales.
---------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices à payer 57,9 1,8 L'autre augmentation des
impôts sur les bénéfices
à payer n'était pas
importante.
---------------------------------------------------------------------------
Crédits reportés 165,5 4,9 L'autre augmentation des
crédits reportés n'était
pas importante.
---------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires
à court et à long terme 27,5 (10,9) L'autre diminution des
passifs réglementaires
est principalement liée
au calendrier des
paiements des taxes
municipales et aux
virements au compte
de réserve pour
variation du coût
unitaire de
l'électricité achetée
par Newfoundland Power.
---------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme
et obligations
liées aux contrats
de location
acquisition (y
compris la
tranche échéant
à moins d'un an) 2 075,0 224,9 L'autre augmentation de
la dette à long terme et
des obligations liées
aux contrats de location
-acquisition découle
principalement des
emprunts nets de
182,3 millions $ sur les
facilités de crédit
consenties à long terme
et des produits de 110
millions $ tirés du
placement de débentures
de premier rang non
garanties par
FortisAlberta, utilisés
principalement pour
rembourser les emprunts
sur la facilité de
crédit à long terme.
L'augmentation a été
partiellement
contrebalancée par
l'effet des
remboursements réguliers
de la dette, le
reclassement de 20
millions $ dans les
frais financiers
reportés, déduction
faite de l'amortissement
au cours de la période,
des charges reportées et
des autres actifs, à
l'adoption, le 1er
janvier 2007, des
nouvelles normes
comptables à l'égard des
instruments financiers,
des couvertures et du
résultat étendu et par
l'effet du change à la
conversion de la dette
libellée en dollars
américains.
Les prélèvements nets
sur les facilités de
crédit à long terme
comprenaient des
montants de
respectivement 30,4
millions $ et 10
millions $ utilisés par
Newfoundland Power et
FortisBC, pour financer
les dépenses en
immobilisations et des
emprunts de 213,9
millions $ faits par la
Société, partiellement
contrebalancés par la
réduction nette de 72
millions $ des emprunts
sur les facilités de
crédit par
FortisAlberta. Les
prélèvements sur
les facilités de crédit
de la Société ont été
effectués principalement
dans le but de financer
l'acquisition de Terasen
et de rembourser
certaines dettes
prise en charge à
l'acquisition de
Terasen.
---------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle - (11,0) La diminution de la part
des actionnaires sans
contrôle est liée à
l'effet du change sur la
conversion des montants
de la part des
actionnaires sans
contrôle libellée en
dollars américains.
---------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres - 1 272,0 L'augmentation des
capitaux propres était
principalement liée à
l'émission d'actions
ordinaires de 1,12
milliard $, déduction
faite des frais après
impôts, au moment de la
conversion des reçus de
souscription, visant à
financer en grande
partie le prix
d'acquisition au
comptant de Terasen, de
145,7 millions $,
déduction faite des
frais après impôts,
l'émission d'actions
ordinaires en janvier
2007, combinée au
bénéfice net présenté
pour la période de six
mois, déduction faite
des dividendes sur
actions ordinaires.
L'augmentation a été
partiellement
contrebalancée par la
hausse du cumul des
autres éléments du
résultat étendu
découlant de l'écart de
change attribuable à la
conversion des
investissements nets de
la Société dans des
filiales étrangères et
d'un ajustement
transitoire de 5,5
millions $ du solde
d'ouverture du cumul des
autres éléments du
résultat étendu à
l'adoption, le
1(er) janvier 2007, des
nouvelles normes
comptables à l'égard des
instruments
financiers, des
couvertures et du
résultat étendu.
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------






Le tableau ci-dessous présente le sommaire des flux de trésorerie.

Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul depuis le début de
l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 43,2 21,5 21,7 40,9 33,4 7,5
--------------------------------------------------------------------------
Flux de
trésorerie liés
à ce qui suit :
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 68,2 57,8 10,4 161,8 107,2 54,6
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (1 428,9) (109,5) (1 319,4) (1 546,7)(211,2) (1 335,5)
--------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 1 382,9 58,0 1 324,9 1 409,6 98,4 1 311,2
--------------------------------------------------------------------------
Incidence du
change sur
les soldes de
trésorerie (1,9) (0,4) (1,5) (2,1) (0,4) (1,7)
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la
fin de la période 63,5 27,4 36,1 63,5 27,4 36,1
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie d'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, étaient supérieurs de 10,4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse est principalement imputable aux flux de trésorerie d'exploitation plus élevés, avant les ajustements liés au fonds de roulement, provenant principalement de Terasen Gas, Fortis Turks and Caicos et Caribbean Utilities. L'acquisition de Terasen Gas a été effectuée en mai 2007 et celle de Fortis Turks and Caicos, en août 2006; en conséquence, ces entreprises n'ont pas contribué aux flux de trésorerie de la Société pendant la première moitié de l'exercice 2006. Depuis le 1er janvier 2007, la Société consolide les résultats financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois en raison de l'augmentation de son investissement dans cette société en novembre 2006, dans laquelle elle détient une participation majoritaire de 54 %. Au cours de la première moitié de l'exercice 2006, Fortis présentait les résultats de Caribbean Utilities à la valeur de consolidation. De plus, au cours du deuxième trimestre de 2006, les flux de trésorerie d'exploitation de Maritime Electric avaient été négativement affectés par le paiement d'un dépôt au titre des impôts sur les bénéfices des sociétés de 5,9 millions $ à l'Agence du revenu du Canada. L'augmentation a été partiellement contrebalancée par les ajustements liés au fonds de roulement liés à l'établissement des mécanismes de report réglementaire actuels pour Terasen Gas et Maritime Electric, ainsi qu'au calendrier et au montant des paiements liés à l'électricité achetée par Newfoundland Power.

Les flux de trésorerie d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, sont supérieurs de 54,6 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement due aux flux de trésorerie d'exploitation plus élevés avant les ajustements liés au fonds de roulement, en grande partie pour les raisons mentionnées pour le trimestre.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement sont supérieurs d'environ 1,32 milliard $ pour le trimestre et de 1,34 milliard $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement imputable à l'acquisition, le 17 mai 2007, de Terasen pour 3,7 milliards $, incluant la prise en charge de dettes de 2,4 milliards $ environ. Cette acquisition a entraîné un paiement au comptant, incluant les coûts d'acquisition, d'approximativement 1,25 milliard $, déduction faite des flux de trésorerie acquis. De plus, les dépenses en immobilisations de services publics, déduction faite des apports aux fins d'aide à la construction, ont été considérablement plus élevées pour le trimestre et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Les dépenses brutes en immobilisations de services publics ont atteint 192,7 millions $ pour le trimestre, soit 81,2 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics s'établissent à 327 millions $ depuis le début de l'exercice, soit une hausse de 111,2 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation des dépenses brutes en immobilisation de services publics est principalement imputable aux dépenses en immobilisations engagées par Terasen Gas, Fortis Turks and Caicos et Caribbean Utilities, à des dépenses en immobilisations accrues par FortisBC et FortisAlberta, et au début des travaux de construction de la centrale hydroélectrique de 18 MW à Vaca, sur la rivière Macal, au Belize, pendant le deuxième trimestre de 2007.

Les produits tirés de la vente d'immobilisations avaient été plus élevés au cours de la première moitié de 2006 en raison de la vente de l'hôtel Days Inn de Sydney en juin 2006.

Les apports aux fins d'aide à la construction reçus ont été supérieurs de 3,9 millions $ pour le trimestre et de 15,9 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation est particulièrement liée à la hausse des dépenses en immobilisations de services publics engagées par FortisAlberta et FortisBC.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont été d'environ 1,38 milliard $ pour le trimestre, soit une hausse de 1,32 milliard $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation résulte principalement de l'émission d'actions ordinaires au cours du trimestre pour un produit brut de 1,15 milliard $, au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destiné à financer une grande partie du prix d'achat au comptant de Terasen.

Au cours du trimestre, le remboursement net des emprunts à court terme a résulté du remboursement de 85,6 millions $ par Terasen avec les fonds avancés par la Société en vertu de sa facilité de crédit consentie. Ce remboursement a été partiellement contrebalancé par la hausse des emprunts à court terme effectués par FortisBC.

Au cours du trimestre, la Société, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power ont effectué des emprunts nets respectifs d'environ 243 millions $, 27,9 millions $, 18,9 millions $ et 13,9 millions $ en vertu de leurs facilités de crédit consenties à long terme. Une tranche d'environ 125 millions $ des emprunts sur la facilité de crédit de la Société a été utilisée pour financer le solde du prix d'achat au comptant de Terasen, incluant certains coûts d'acquisition et les frais d'émission d'actions ordinaires. Au cours du trimestre, la Société a aussi effectué des prélèvements sur sa facilité de crédit consentie et a affecté ces montants au remboursement de certaines dettes prises en charge à l'acquisition de Terasen et aux besoins généraux du siège social. Les emprunts effectués par FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power en vertu de facilités de crédit ont été principalement utilisés pour financer leurs programmes d'immobilisations respectifs. Au cours du deuxième trimestre de 2007, Caribbean Utilities a aussi clôturé la première tranche d'un placement de 40 millions $ US relatif à des billets de premier rang non garantis à 5,65 %, pour le montant de 30 millions $ US. Le produit du placement est utilisé pour rembourser certaines dettes existantes et pour financer les dépenses en immobilisations. Au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent, FortisAlberta avait émis, par voie de placement privé, des débentures non garanties de 100 millions $ portant intérêt à 5,40 %.

Au cours du trimestre, les remboursements de la dette à long terme ont inclus particulièrement le remboursement d'environ 10 millions $ US à Caribbean Utilities à l'aide d'une partie du produit de 30 millions $ US tiré du placement de billets de premier rang non garantis, ainsi que les remboursements réguliers de capital des autres filiales. Les remboursements de la dette à long terme au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent avaient eu trait principalement aux facilités de crédit à long terme financées par le produit tiré de l'émission de débentures de 100 millions $ de FortisAlberta.

Depuis le début de l'exercice, les flux de trésorerie provenant des activités de financement se sont établis à 1,41 milliard $, soit une augmentation de 1,31 milliard $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement liée à l'émission d'actions ordinaires au cours du trimestre pour un produit brut de 1,15 milliard $, au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destinée à financer une partie importante du prix d'achat au comptant de Terasen. En janvier 2007, 5,17 millions d'actions ordinaires ont aussi été émises, pour un produit brut de 149,9 millions $. Une tranche importante du produit net de l'émission d'actions ordinaires de janvier 2007 a été affectée au remboursement d'environ 84,1 millions $ de la dette existante de la Société en vertu des facilités de crédit consenties à long terme, qui a servi surtout à financer une partie des acquisitions en 2006, à soutenir les programmes de dépenses en immobilisations de services publics réglementés d'électricité de la Société dans l'Ouest canadien et aux fins générales du siège social. Le reste du produit net a été affecté au financement des besoins en capitaux propres des services publics réglementés d'électricité de la Société dans l'Ouest canadien en 2007, pour soutenir leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations, et aux fins générales du siège social.

Depuis le début de l'exercice, le remboursement net des emprunts à court terme a surtout compris le remboursement de 85,6 millions $ par Terasen avec des fonds avancés par la Société au moyen de prélèvements sur sa facilité de crédit consentie.

Depuis le début de l'exercice, la Société, FortisAlberta, Newfoundland Power et FortisBC ont effectué respectivement des emprunts nets d'environ 297,5 millions $, 31,8 millions $, 30,4 millions $ et 18,9 millions $ en vertu de leurs facilités de crédit consenties à long terme principalement pour les raisons mentionnées pour le trimestre.

Outre l'émission des billets de premier rang non garantis de 30 millions $ US par Caribbean Utilities, tel qu'il a été mentionné pour le trimestre, le produit des émissions de titres d'emprunt à long terme depuis le début de l'exercice inclut aussi l'émission par FortisAlberta de débentures de premier rang non garanties à 4,99 %, de 110 millions $, venant à échéance en janvier 2047. Le produit de ce placement a été affecté au remboursement de la dette engagée en vertu de la facilité de crédit consentie de FortisAlberta, qui a servi principalement au financement des dépenses en immobilisations et aux fins générales du siège social.

Depuis le début de l'exercice, les remboursements de la dette à long terme ont été liés principalement aux remboursements par la Société et FortisAlberta, de fonds antérieurement prélevés sur leurs facilités de crédit consenties respectives. Les remboursements respectifs en vertu de ces facilités de crédit ont été effectués de la façon mentionnée pour le trimestre.

Les dividendes sur actions ordinaires sont supérieurs de 15,7 millions $ pour le trimestre et de 23,2 millions $ depuis le début de l'exercice aux dividendes versés au cours des périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison d'un plus grand nombre d'actions ordinaires en circulation, ce qui s'explique principalement par l'émission d'actions ordinaires effectuée dans le cadre de l'acquisition de Terasen, par l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires en janvier 2007 et par le montant plus élevé du dividende versé sur chaque action ordinaire comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice 2006.

Les dividendes sur actions privilégiées ont été de 1,6 million $ pour le trimestre et de 3,1 millions $ depuis le début de l'exercice du fait des actions privilégiées émises en septembre 2006.

Obligations contractuelles : Le tableau suivant résume, au 30 juin 2007, les obligations contractuelles consolidées des cinq prochains exercices et des périodes ultérieures.




---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
au 30 juin 2007
---------------------------------------------------------------------------
Moins de De un an à De quatre à Plus de
(en millions $) Total un an trois ans cinq ans cinq ans
---------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme(1) 4 932,6 515,6 523,7 762,4 3 130,9
---------------------------------------------------------------------------
Poste de transformation
Brilliant ("PTB")(2) 66,9 2,6 5,1 5,1 54,1
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat de
gaz(3) 453,0 381,1 71,9 - -
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat
d'électricité
FortisBC(4) 2 865,4 37,6 75,0 74,0 2 678,8
FortisOntario(5) 299,8 22,1 42,6 45,0 190,1
Maritime Electric(6) 23,5 23,5 - - -
Belize Electricity(7) 17,3 2,5 2,2 1,9 10,7
---------------------------------------------------------------------------
Coût en capital (8) 418,6 14,7 29,5 36,8 337,6
---------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les actifs à
utilisation commune et
les services partagés(9) 65,0 1,9 7,6 7,7 47,8
---------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux --
FortisBC(10) 21,7 1,0 2,7 2,9 15,1
---------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities(11) 9,2 9,2 - - -
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats de
location-exploitation(12) 190,2 19,9 37,6 32,7 100,0
---------------------------------------------------------------------------
Divers 29,9 14,1 7,7 6,4 1,7
---------------------------------------------------------------------------
Total 9 393,1 1 045,8 805,6 974,9 6 566,8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

1) Au cours des exercices antérieurs, TGVI a bénéficié de prêts
remboursables sans intérêt consentis par les gouvernements fédéral et
provincial, d'un montant respectif de 50 millions $ et de 25 millions $,
en rapport avec 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 durant
l'un quelconque des exercices antérieurs à 2012 dans certaines
circonstances et à condition que TGVI soit en mesure d'obtenir un
financement par dette subordonnée non consenti par un gouvernement à des
conditions commerciales raisonnables. A mesure que les prêts seront
remboursés et remplacés par des prêts non consentis par un gouvernement,
les immobilisations de services publics et la dette à long terme
augmenteront en conformité avec la structure du capital approuvée de
TGVI, tout comme la base tarifaire de TGVI employée pour fixer les
tarifs. Au 30 juin 2007, le solde impayé des prêts remboursables
gouvernementaux était de 67,3 millions $. Ce solde à payer n'est pas
inclus dans le tableau des obligations contractuelles ci-dessus puisque
le montant et le calendrier des remboursements sont déterminés d'après
la tranche récupérable du compte de report de l'insuffisance des revenus
de TGVI qui doit être approuvée chaque année par la BCUC et d'après la
capacité de TGVI de remplacer les prêts gouvernementaux par un
financement par dette subordonnée non consentie par un gouvernement à
des conditions commerciales raisonnables.

2) Le 15 juillet 2003, FortisBC a entrepris l'exploitation du PTB en vertu
d'une entente qui expire en 2056 (à moins que la société n'y mette fin
plus tôt en exerçant, en tout temps après la date anniversaire de
l'entente en 2029, son droit de donner un préavis de résiliation de 36
mois). Le PTB est une propriété commune de Columbia Power Corporation et
de Columbia Basin Trust (les "propriétaires") et est utilisé par la
société en son nom et au nom des propriétaires. L'entente prévoit que
FortisBC paiera aux propriétaires une charge liée à la récupération du
coût en capital du PTB et des charges d'exploitation connexes.

3) Les obligations liées aux contrats d'achat de gaz se rapportent à divers
contrat d'achat de gaz de Terasen Gas. Ces obligations sont basées sur
les prix du marché, lesquels varient en fonction des indices des prix du
gaz naturel. Les montants indiqués reflètent les prix de l'indice en
vigueur au 30 juin 2007.

4) Les obligations d'achat d'électricité de FortisBC comprennent l'accord
intitulé Brilliant Power Purchase Agreement ("Accord BPPA") ainsi que
l'accord d'achat d'électricité conclu avec BC Hydro. Le 3 mai 1996, la
BCUC a autorisé un contrat de 60 ans visant la production de la centrale
hydroélectrique Brilliant, située près de Castlegar, en Colombie-
Britannique. L'Accord BPPA exige des versements mensuels fondés sur les
frais d'exploitation et d'entretien et un rendement du capital pour la
centrale, en contrepartie de l'achat ferme de quantités précises
d'électricité liées au débit naturel. L'Accord BPPA prévoit également un
ajustement au prix du marché après 30 des 60 années de la durée du
contrat. L'accord d'achat d'électricité conclu avec BC Hydro, qui expire
en 2013, prévoit un approvisionnement d'au plus 200 MW, mais comporte
une disposition d'achat ferme fondée sur une désignation ouverte
d'exigences de capacité sur cinq ans.

5) Les obligations d'achat d'électricité de FortisOntario comprennent
principalement un contrat d'achat ferme à long terme entre Cornwall
Electric et Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. pour la fourniture
d'électricité et de capacité. Ce contrat prévoit l'approvisionnement
d'environ 237 GWh d'énergie par année et jusqu'à 45 MW de capacité, en
tout temps. Le contrat, qui expire le 31 décembre 2019, prévoit
l'approvisionnement d'environ un tiers de la charge de Cornwall
Electric. Cornwall Electric a également un contrat de deux ans avec
Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. qui expirera le 30 juin 2008. Ce
contrat d'achat ferme procure de l'énergie selon les besoins, mais
entraîne une facturation de 0,14 million $ par mois pour une puissance
de 100 MW.

6) Maritime Electric détient un contrat d'achat ferme avec Energie NB pour
l'achat d'énergie ou de capacité. Ce contrat s'élève à environ 23,5
millions $ et expire le 31 mars 2008.

7) Les obligations d'achat d'électricité pour Belize Electricity
comprennent un contrat d'achat d'électricité de 15 ans conclu par Belize
Electricity et Hydro Maya visant l'approvisionnement d'une capacité de 3
MW, qui devrait commencer en février 2007, et un contrat d'achat
d'électricité de deux ans conclu par Belize Electricity et la Comision
Federal de Electricidad du Mexique, échéant en août 2008, visant
l'approvisionnement de 15 MW de capacité ferme. Belize Electricity a
aussi signé un contrat d'achat d'électricité de 15 ans avec Belize
Cogeneration Energy Limited ("Belcogen") prévoyant l'approvisionnement
d'environ 14 MW de capacité, devant commencer au milieu de 2009.
Belcogen n'a pas encore commencé la construction de la centrale
électrique alimentée à la bagasse; par conséquent, l'obligation liée au
contrat d'achat d'électricité conclu avec Belcogen n'a pas été incluse
dans les obligations contractuelles de la Société.


8) Maritime Electric a droit à environ 6,7 % de la production de la
centrale électrique Dalhousie et à environ 4,7 % de celle de la centrale
nucléaire Pointe Lepreau, appartenant toutes deux à Energie NB, pour la
durée de vie de chacune d'entre elles. En contrepartie de sa
participation, Maritime Electric doit payer sa part du coût en capital
de ces centrales.

9) FortisAlberta et une entreprise albertaine de services de transport
d'électricité ont conclu une entente visant à relier au réseau de
transport de cette entreprise le réseau de distribution de
FortisAlberta. Les modalités d'expiration de cette entente prévoient
qu'elle demeurera en vigueur jusqu'à ce que la société ne soit plus
reliée à ce réseau de transport. En raison de la durée illimitée de
l'entente, le calcul des paiements futurs après 2011 comprend des
paiements jusqu'à la fin d'une période de 20 ans. Toutefois, les
paiements en vertu de l'entente peuvent continuer indéfiniment.
FortisAlberta et l'entreprise albertaine de services de transport
d'électricité ont également conclu un certain nombre de contrats de
service afin d'assurer des efficiences opérationnelles par une
exploitation coordonnée. Les contrats ont des modalités d'expiration
minimales de cinq ans à compter du 1(er) septembre 2005 et sont sujets à
reconduction de gré à gré.

10) Dans le cadre d'un contrat de cession-bail conclu le 29 septembre 1993,
FortisBC a commencé à louer son immeuble de bureaux qu'elle occupe à
Trail, en Colombie- Britannique, pour une durée de 30 ans. En vertu du
contrat, FortisBC a des options de rachat vers la 20e année et vers
la 28(e) année du bail. Le 1er décembre 2004 FortisBC a également
signé un bail de cinq ans pour son siège social de Kelowna, en
Colombie-Britannique. Les termes de ce bail permettent sa résiliation
sans indemnité après trois ans.

11) En 2006, Caribbean Utilities a conclu une convention de projet visant
l'acquisition et l'installation clé en main d'une unité de production
d'électricité alimentée au diesel de 16 MW et de l'équipement
auxiliaire. L'unité a été installée en juin 2007. Le coût du contrat
est de 18,4 millions $ US et le coût total estimatif d'achèvement du
projet est de 22,2 millions $ US. Au 30 avril 2007, environ 13,6
millions $ US avaient été dépensés par Caribbean Utilities relativement
à ce projet.

12) Les obligations liées aux contrats de location-exploitation portent sur
la location de bureaux, d'actifs de distribution de gaz naturel, de
véhicules et de matériel ainsi que sur la location d'actifs de
distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


SOURCES DE FINANCEMENT

L'activité principale de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, requiert que Fortis ait constamment accès à des capitaux afin d'entretenir et d'élargir ses réseaux. Afin de conserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme de 40 % de capitaux propres et 60 % de dettes, ainsi qu'une note de solvabilité propre à attirer les investisseurs. Fortis cible pour sa structure du capital une composante capitaux propres composée au moins à 75 % d'actions ordinaires. La structure du capital de la Société est la suivante :



--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2007 31 décembre 2006
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition(déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 185,7 63,4 2 700,0 61,1
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 441,9 5,4 441,9 10,0
--------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables
aux actions ordinaires 2 547,7 31,2 1 275,7 28,9
--------------------------------------------------------------------------
Total 8 175,3 100,0 4 417,6 100,0
--------------------------------------------------------------------------
1) Comprend la dette à long terme, incluant la tranche à court terme, et
les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.


La variation de la structure du capital découle de l'émission, en janvier 2007, de 5,17 millions d'actions ordinaires pour un produit net 145,7 millions $, déduction faite des impôts; de l'émission, en mai 2007, de 44,3 millions d'actions ordinaires pour un produit net de 1,12 milliard $, déduction faite des impôts; de la dette consolidée de 2,4 milliards $ prise en charge à l'acquisition de Terasen et des prélèvements additionnés sur les facilités de crédit pour financer en partie le prix d'acquisition au comptant de Terasen, combinés aux bénéfices nets, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 26,7 millions $ au cours de la première moitié de l'exercice de 2007, et une augmentation du cumul des autres éléments du résultat étendu.

Le 19 juin 2007, Standard & Poor's a relevé la note à long terme de Fortis, la faisant passer de "BBB+" à "A-", et la note de la dette non garantie de Fortis, la faisant passer de "BBB" à "A-". L'amélioration de la note reflète la plus grande diversité de Fortis avec l'acquisition de Terasen Gas, les entités autonomes 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, l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition de services publics réglementés stables et le succès de FortisAlberta et de FortisBC concernant la mise en oeuvre de leurs considérables programmes de dépenses en immobilisations.

Au 30 juin 2007, les notes des titres de la Société s'établissaient comme suit :


S&P A- (note à long terme de la Société et des titres
d'emprunt non garantis)
DBRS BBB (élevé) (note des titres d'emprunt de la dette
non garantis)



Programme de dépenses en immobilisations : Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Les dépenses en immobilisations affectées à l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré et la fiabilité et la sécurité des réseaux gaziers et électriques, et pour répondre à la croissance de la clientèle. Tous les coûts jugés d'entretien et de réparation sont passés en charges dès qu'ils sont engagés. Les coûts de remplacement, de mise à niveau et d'amélioration des immobilisations sont capitalisés dès qu'ils sont engagés. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues de Fortis pour l'exercice 2007 devraient atteindre 770 millions $ sur lesquels une tranche de 327 millions $ a été engagée depuis le début de l'exercice. L'augmentation de 160 millions $ des dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues pour 2007 par rapport à l'estimation de 610 millions $, présentée au 31 décembre 2006, est attribuable à Terasen Gas et FortisAlberta. Terasen Gas prévoit dépenser environ 128 millions $ sur la période de 7 mois et demi qui se terminera le 31 décembre 2007. La hausse des dépenses en capital de FortisAlberta est occasionnée par l'augmentation de la charge et par l'inflation, et a été incluse dans la demande de tarif d'accès de distribution de FortisAlberta pour 2008-2009. Une tranche d'environ 34 % des dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues pour 2007 devrait être engagée pour maintenir et améliorer le rendement, la fiabilité et la sécurité des actifs de production, de transport et de distribution de la Société; une tranche de 48 % devrait être engagée afin de répondre à la croissance de la clientèle et la tranche résiduelle de 18 % devrait être affectée aux installations, à l'équipement, aux véhicules, aux systèmes de technologie de l'information et autres. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées comme la demande de la clientèle, les conditions climatiques, le coût de la main-d'oeuvre et du matériel ainsi que d'autres facteurs qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues.

Le tableau suivant présente les dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues de la Société au 30 juin 2007.



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Dépenses brutes en immobilisations de services publics prévues
Exercice se terminant le 31 décembre 2007
-------------------------------------------------------------------------
Autres services
publics
Terasen Fortis Newfoundland réglementés au
(en millions $) Gas(1) Alberta(2) FortisBC Power Canada
-------------------------------------------------------------------------
Total 128 271 154 67 32
-------------------------------------------------------------------------
Pourcentage
du total 17 % 35 % 20 % 9 % 4 %
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


-------------------------------------------------------------------------
Total des Services
services publics
publics réglementés
réglementés dans les Activités non
(en millions $) au Canada(3) Caraïbes réglementées Total
-------------------------------------------------------------------------
Total 652 101 17 770
-------------------------------------------------------------------------
Pourcentage
du total 85 % 13 % 2 % 100 %
-------------------------------------------------------------------------
1) La prévision des dépenses commence à la date d'acquisition et s'étendent
donc sur la période de 7 mois et demi se terminant le 31 décembre 2007.
2) Exclut le paiement prévu d'environ 17 millions $ à l'AESO au titre des
investissements dans les installations de transport.
3) Comprend les coûts prévus d'enlèvement des installations et de
restauration des lieux, déduction faite du produit de récupération, pour
les services publics dont les coûts de cette nature sont admissibles
pour la base tarifaire.


Une tranche de 51 % environ des dépenses brutes en immobilisations prévues de Terasen Gas pour 2007 après son acquisition par Fortis devrait être engagée pour assurer le rendement continu et amélioré, la fiabilité et la sécurité des actifs de transport et de distribution de gaz. Une tranche de 38 % environ devrait être engagée pour répondre à la croissance de la clientèle et la tranche résiduelle est liée aux installations, à l'équipement, aux véhicules, aux systèmes de technologie de l'information et autres.

Les dépenses en immobilisations prévues de Terasen Gas indiquées ci-dessus comprennent des coûts de 12,6 millions $ liés à la conversion au gaz naturel du réseau de distribution de gaz propane de TGWI. Pour ce projet, TGVI devra prolonger son réseau de transport jusqu'à Whistler en construisant un pipeline latéral de 50 kilomètres entre Squamish et Whistler. TGVI et TGWI ont reçu l'approbation de la BCUC pour la construction du pipeline latéral et la conversion du réseau de distribution de propane. Les travaux de construction ont commencé en 2007 et le service de distribution de gaz naturel devrait être offert à la fin de 2008 ou au début de 2009. Le coût total du projet pour la période de construction est estimé à 44 millions $.

Les dépenses en immobilisations prévus de Terasen Gas comprennent aussi un montant approximatif de 13 millions $ lié a la station de compression de Texada Island et au travail de remplacement du réseau à basse pression de Vancouver. Le total estimatif des coûts en immobilisations associés à ces deux projets se chiffre à environ 29 millions $ dont 16 millions $ environ devraient être engagés après 2007.

En mai 2007, BECOL a obtenu toutes les approbations principales pour la construction à Vaca, sur la rivière Macal au Belize, d'une centrale hydroélectrique de 18 MW au coût estimatif de 52,5 millions $ US. BECOL a signé un contrat de 50 ans avec Belize Electricity visant la vente de l'énergie qui sera générée par la centrale Vaca, dont la production devrait commencer à la fin de 2009. La centrale sera construite en aval des centrales hydroélectriques Chalillo et Mollejon et devrait augmenter la production annuelle moyenne d'énergie de la rivière Macal d'environ 80 GWh, la portant à 240 GWh. La centrale Vaca devrait contribuer immédiatement à la hausse du bénéfice dès sa mise en service à la fin de 2009.

Fortis prévoit que les dépenses en immobilisations liées aux biens productifs en 2007, en plus de l'acquisition de l'hôtel Delta Regina pour 49,95 millions $, totaliseront approximativement 13 millions $.

Fortis prévoit que des dépenses brutes en immobilisations de services publics d'électricité de 2,8 milliards $ seront engagées au cours des cinq prochains exercices, surtout par FortisAlberta, FortisBC et par les services publics réglementés et non réglementés d'électricité de la Société dans les Caraïbes. Fortis prévoit que les dépenses brutes en immobilisation de services publics de gaz au cours des cinq prochains exercices dépasseront 1 milliard $.

Les flux de trésorerie nécessaires à l'achèvement des programmes d'immobilisations prévus devraient provenir d'une combinaison d'emprunts à long et à court terme, de flux de trésorerie générés à l'interne et d'émissions d'actions ordinaires et privilégiées. Fortis ne prévoit aucune difficulté à se procurer les fonds nécessaires à des conditions de marché raisonnables.

Flux de trésorerie : 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 être assujetties à des contraintes pouvant restreindre leur capacité de faire des distributions en espèces à Fortis.

Au 30 juin 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2 202,7 millions $, dont 1 034,8 millions $ étaient inutilisés. Les facilités de crédit de la Société se répartissent comme suit :



Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)
-------------------------------------------------------------------------
Services Total au Total au
Siège social publics Fortis 30 juin 31 décembre
(en millions $) et autres réglementés Properties 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités de
crédit 695,0 1 495,2 12,5 2 202,7 952,0
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
utilisées
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à court
terme (3,2) (299,5) (3,4) (306,1) (97,7)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme (298,0) (388,8) - (686,8) (235,5)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (81,0) (93,6) (0,4) (175,0) (72,1)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
disponibles 312,8 713,3 8,7 1 034,8 546,7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Aux 30 juin 2007 et 31 décembre 2006, certains emprunts en vertu des facilités de crédit de la Société et de ses filiales étaient classés comme dettes à long terme. Ces emprunts sont contractés en vertu de facilités de crédit à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Siège social et autres

Au 30 juin 2007, Terasen détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 180 millions $ venant à échéance en mai 2009. Cette facilité de crédit, dont le montant s'établissait à 450 millions $ au 1(er) juin 2007, est affectée aux besoins généraux de la Société. Le 18 juillet 2007, Terasen a réduit de nouveau le montant de cette facilité pour le porter à 100 millions $. Terasen a des lettres de crédit en cours qui comprennent un montant de 74,1 millions $ lié à son ancienne entreprise de transport de pétrole et sont garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

Le 14 mai 2007, Fortis a annulé sa facilité de crédit à vue renouvelable non garantie de 50 millions $ et a renégocié et modifié sa facilité de crédit non garantie consentie de 250 millions $, reportant l'échéance à mai 2012 et augmentant le montant disponible à 500 millions $ avec une option de le porter à un total de 600 millions $. Aussi le 14 mai 2007, Fortis a résilié une entente de facilité de crédit d'acquisition de 1,43 milliard $ avec la Banque Canadienne Impériale de Commerce qui avait été établie pour financer, au besoin, le prix au comptant intégral d'acquisition de Terasen. Aucuns fonds n'ont été prélevés sur cette facilité de crédit.

Services publics réglementés

Au 30 juin 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 500 millions $, venant à échéance en juin 2009 et TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 350 millions $, venant à échéance en juin 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit non renouvelable non garantie consentie de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit sera utilisée pour le refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des apports gouvernementaux non porteurs d'intérêts.

En mai 2007, FortisAlberta a résilié l'une de ses facilités de crédit à vue non garanties de 10 millions $ et reporté, de mai 2010 à mai 2012, la date d'échéance de sa facilité de crédit non garantie consentie de 200 millions $.

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 50 millions $, repoussant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010 et a, de plus, l'option de faire augmenter le montant de la facilité de crédit de 50 millions $.

En mars 2007, la facilité de crédit non garantie non renouvelable de Maritime Electric a été portée de 25 millions $ à 30 millions $.

Le 27 novembre 2006, Caribbean Utilities a renégocié ses facilités de crédit, faisant passer de 10 millions $ US à 17 millions $ US sa ligne de crédit pour les dépenses en immobilisations et de 5 millions $ US à 7,5 millions $ US chacun sa ligne de crédit d'exploitation et son prêt de soutien en cas de catastrophes.

Fortis Generation

Au cours du premier trimestre de 2007, les facilités de crédit de Fortis Generation de 2 millions $ US ont été résiliées et, au moment du regroupement de PLP avec FortisBC, les facilités de crédit de PLP de 5,4 millions $ ont été résiliées.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 30 juin 2007, la Société n'avait conclu aucun arrangement hors bilan tels que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables, qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités ou la disponibilité et les besoins de ressources en capital.

GESTION DU RISQUE D'AFFAIRES

Les renseignements suivants indiquent les changements dans les principaux risques d'affaires de la Société au cours des six mois terminés le 30 juin 2007 par rapport à ceux présentés dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Ces changements représentent des risques d'affaires additionnels occasionnés par l'acquisition récente de Terasen.

Intégration de Terasen et gestion des activités étendues : Au cours des prochains mois, Fortis continuera d'axer ses efforts sur l'intégration des actifs et des activités de Terasen. Le personnel responsable de la gestion, de l'exploitation et des finances, ainsi que les systèmes de la Société feront face à des demandes accrues en raison de l'acquisition. Rien ne garantit que les systèmes, les procédures et les mécanismes de contrôle de la Société lui permettront de soutenir l'expansion de ses activités résultant de l'acquisition. Les futurs résultats d'exploitation de la Société seront tributaires de la capacité des dirigeants et des employés clés de la Société de gérer les conditions d'affaires changeantes, de mettre en oeuvre et d'améliorer ses systèmes opérationnels, financiers et d'information comptable.

Risques d'exploitation liés à la distribution du gaz naturel : L'entreprise de Terasen Gas comporte divers risques liés à l'exploitation, comme les fuites des pipelines, l'endommagement accidentel ou les fissures de fatigue des canalisations et des conduites de branchement, la corrosion des tuyaux, les pannes des pipelines ou de l'équipement, d'autres circonstances pouvant entraîner des interruptions et des fuites et tout autre accident portant sur le gaz naturel, qui pourraient occasionner des responsabilités considérables au titre de l'exploitation et de l'environnement. Les installations de Terasen Gas sont également soumises aux effets de conditions météorologiques rigoureuses et d'aux autres catastrophes naturelles. De plus, bon nombre de ces installations se trouvent en régions éloignées, ce qui rend l'accès difficile pour les réparations des dommages causés par les intempéries. Terasen Gas exploite des installations à des emplacements qui comportent un risque de perte ou de dommages résultant de séismes, de feux de forêt, d'inondations, d'emportements par les eaux, de glissements de terrain, d'avalanches et de désastres naturels similaires. Terasen Gas a une assurance qui prévoit une garantie pour les pertes d'exploitation, les responsabilités et les dommages matériels, bien que la garantie offerte par cette assurance soit limitée. En cas de perte d'envergure non assurée résultant de conditions météorologiques rigoureuses ou d'autres catastrophes naturelles, une demande sera soumise à la BCUC concernant le recouvrement de ces coûts au moyen d'un accroissement des tarifs afin de mitiger toute perte. Cependant, il n'y a aucune assurance que la BCUC approuverait une telle demande.

Prix du gaz naturel : Le prix de l'électricité est maintenant à peine plus élevé que le prix comparable du gaz naturel pour les clients résidentiels en Colombie-Britannique. Il n'y a aucune assurance que le gaz naturel restera à un prix concurrentiel avantageux à l'avenir. Si le prix du gaz naturel devenait moins concurrentiel par rapport au prix de l'électricité, la capacité de Terasen Gas de gagner de nouveaux clients pourrait être entravée, et les clients existants pourraient réduire leur consommation de gaz naturel ou en abandonner complètement l'utilisation à mesure qu'ils remplaceront leur chaudière, leur chauffe-eau et d'autres appareils. Une telle situation pourrait entraîner un accroissement des tarifs et, au pire, empêcher éventuellement Terasen Gas de récupérer entièrement le coût du service dans les tarifs demandés aux clients. La capacité de Terasen Gas de gagner de nouveaux clients et d'obtenir de nouveaux volumes de ventes pourrait également subir les contrecoups d'une baisse des prix des autres sources d'énergie concurrentielles puisque certains clients commerciaux et industriels pourraient adopter un carburant de remplacement. Terasen Gas recourt à divers moyens pour réduire son exposition à la volatilité des prix du gaz naturel. Ces moyens comprennent l'achat de gaz à des fins de stockage et l'adoption de stratégies de couverture destinées à réduire la volatilité des prix et à assurer, dans la mesure du possible, que les prix du gaz naturel demeurent concurrentiels avec les tarifs d'électricité. Les activités reliées à la couverture des prix du gaz sont actuellement approuvées par la BCUC, et les gains ou les pertes sont de fait entièrement transmis aux clients. Les déterminations futures de la BCUC pourraient sensiblement nuire à la capacité de Terasen Gas de récupérer le coût futur du gaz naturel qu'elle livre à ses clients.

Approvisionnement en gaz naturel : Terasen Gas a un choix limité de fournisseurs de pipelines et de services de stockage, particulièrement dans les territoires de service de Vancouver, de la vallée du Fraser et de l'île de Vancouver, où la plupart des clients des services de distribution de gaz naturel de Terasen Gas sont situés. En conséquence, les prix ont parfois été plus élevés sur ce marché régional qu'ailleurs en Amérique du Nord en raison d'une pénurie sur une base saisonnière et en périodes de pointe de capacité de stockage et de transport par pipelines pour répondre à la demande croissante de gaz naturel en Colombie-Britannique. En outre, Terasen Gas dépend d'un pipeline de transport de source unique. En cas d'interruption prolongée du service sur le réseau pipelinier Spectra, les clients résidentiels de Terasen Gas pourraient subir des pannes, ce qui nuirait aux revenus et entraînerait des coûts de réalimentation sécuritaire des clients.

Conditions météorologiques et saisonnalité : Les conditions météorologiques ont une incidence marquée sur le volume de distribution puisqu'une importante partie du gaz distribué par Terasen Gas est en fin de compte utilisée pour le chauffage ambiant. Du fait des tendances de la consommation de gaz naturel, les activités de distribution de gaz naturel de Terasen Gas dégagent habituellement un bénéfice net trimestriel qui varie selon les saisons et peut ne pas être un indicateur représentatif du bénéfice annuel. D'habitude, les bénéfices plus élevés constatés aux premier et quatrième trimestres et les bénéfices moins élevés constatés au deuxième trimestre sont partiellement contrebalancés par les pertes subies au troisième trimestre.

Réglementation : Terasen Gas est régie par la CBUC et est assujettie au plan d'ETR approuvé pour la période de 2004 à 2007 qui a été prolongé jusqu'en 2009. Le plan d'ETR comprend des mécanismes incitatifs donnant à Terasen Gas l'occasion de gagner des taux de rendement excédant le RCA autorisé déterminés par la BCUC. A l'expiration du plan d'ETR, il n'est pas certain qu'un nouveau plan d'ETR sera établi et quelles en seraient les conditions, le cas échéant.

Relations de travail : Les employés syndiqués de TGI sont représentés par le Syndicat canadien des employées et employés professionnels et de bureau ("COPE/SEPB") aux termes d'une convention collective échue depuis le 31 mars 2007 et par la Fraternité internationale des ouvriers en électricité ("FIOE") aux termes d'une convention collective qui expirera le 31 mars 2011. Le 15 juin 2007, le COPE/SEPB a rejeté une offre de nouvelle convention de cinq ans avec TGI. Les négociations se poursuivent entre la Société et le COPE/SEPB.

Risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. : TGVI est une entreprise en développement dans le territoire de service de l'île de Vancouver, où les fournisseurs se livrent une concurrence sur le plan des prix et dont le bassin de clients et les revenus sont insuffisants pour permettre de récupérer le coût actuel du service et les insuffisances de revenus des exercices antérieurs. La récupération des insuffisances de revenus accumulées des exercices antérieurs pèse sur le coût du gaz par rapport à celui de l'électricité. Afin de maintenir une concurrence sur le plan des prix au cours de la période de développement, la Convention du pipeline de gaz naturel sur l'île de Vancouver ("CPGNIV") prévoit la réception de redevances du gouvernement de la Colombie-Britannique qui couvrent en ce moment à peu près 20 % du coût actuel du service. La réception de ces revenus cessera à la fin de 2011, après quoi les clients de TGVI devront absorber le coût intégral du gaz et la récupération des insuffisances de revenus accumulées. Lorsque la CPGNIV expirera en 2011, la dette de premier rang sans intérêt de 75 millions $ envers les gouvernements, actuellement traitée comme une contribution des gouvernements prise en considération dans la base tarifaire deviendra totalement remboursable. Quand commencera le remboursement de cette dette, le coût de la base tarifaire accrue augmentera le coût du service et les tarifs demandés aux clients, ce qui rendra le gaz moins concurrentiel que l'électricité sur l'île de Vancouver.

MODIFICATION DE CONVENTIONS COMPTABLES

La nature et l'incidence sur Fortis de l'adoption des nouvelles normes comptables de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") à l'égard des instruments financiers, des couvertures et du résultat étendu, avec prise d'effet le 1er janvier 2007, sont décrites en détails à la note 3 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de 3 mois et de 6 mois terminées le 30 juin 2007. Les incidences les plus importantes découlant de l'adoption de ces nouvelles normes sont les suivantes : i) le reclassement de 21,2 millions $ de frais financiers reportés qui sont passés des charges reportées et autres actifs à la dette à long terme; ii) la présentation d'un état du résultat étendu; iii) la comptabilisation, dans les autres éléments du résultat étendu, des gains et des pertes de change non constatés sur la dette libellée en dollars américains qui couvre les investissements nets de la Société dans des établissements étrangers autonomes; iv) le reclassement de pertes de change latentes de 51,5 millions $ sur les investissements nets dans des établissements étrangers autonomes, qui sont passées de l'écart de conversion dans les capitaux propres au cumul des autres éléments du résultat étendu; v) le reclassement d'une perte non amortie de 11,0 millions $ (7,4 millions $ après impôts) liée à un swap de taux d'intérêt antérieurement résilié, retranchée des charges reportées et autres actifs, et celui d'un gain non amorti de 2,8 millions $ (1,9 million $ après impôts) lié à un swap de devises à terme libellé en dollars américains antérieurement résilié, retranché des crédits reportés, tous deux passés au cumul des autres éléments du résultat étendu; vi) la comptabilisation d'une juste valeur d'ouverture et de la variation ultérieure de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt de la Société faisant partie d'une relation de couverture efficace, respectivement dans le cumul des autres éléments du résultat étendu et dans les autres éléments du résultat étendu. L'adoption des normes comptables n'a pas eu une incidence importante sur l'état des résultats consolidé de la Société pour les périodes de 3 mois et de 6 mois terminées le 30 juin 2007.

Aussi, comme il est présenté à la note 3 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de 3 mois et de 6 mois terminées le 30 juin 2007, Fortis a adopté la norme révisée à l'égard des modifications comptables, avec prise d'effet le 1(er) janvier 2007. L'adoption de cette norme n'a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de 3 mois et de 6 mois terminées le 30 juin 2007.

PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS") : En 2006, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a publié un nouveau plan stratégique qui aura une incidence importante sur les exigences de présentation de l'information financière des sociétés canadiennes. Le plan stratégique du CNC vise la convergence des PCGR du Canada avec les IFRS sur une période transitoire prévue de cinq ans. Bien que Fortis ait commencé à évaluer l'adoption des IFRS pour 2011, l'incidence de la transition vers les IFRS sur la présentation de l'information financière ne peut être raisonnablement estimée à l'heure actuelle.

Activités à tarifs réglementés : En mars 2007, le CNC a publié un exposé-sondage portant sur les activités à tarifs réglementés, lequel, s'il est adopté, entrera en vigueur à compter du 1(er) janvier 2009. L'exposé-sondage propose i) la suppression de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", du Manuel de l'ICCA qui dégage les entités assujetties à une réglementation tarifaire de l'exigence d'appliquer le chapitre pour la constatation et l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; ii) le retrait des recommandations visant les activités à tarifs réglementés dans le chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", le chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et le chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités"; iii) conservation telle quelle de la Note d'orientation concernant la comptabilité 19, "Entités assujetties à la réglementation des tarifs -- informations à fournir". Le CNC a également précisé que l'utilisation du Statement of Financial Accounting Standards No. 71 des Etats-Unis, intitulé "Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation" ("FAS 71"), comme autre source de PCGR du Canada, en l'absence de recommandations dans le Manuel de l'ICCA au sujet de situations propres aux entreprises assujetties à la réglementation des tarifs, est conforme au chapitre 1100 lorsque les critères d'admissibilité du FAS 71 sont remplis. Les entreprises qui ont des activités à tarifs réglementés, comme Fortis, ont fourni au CNC des commentaires écrits. Le CNC délibérera à nouveau sur ses propositions en tenant compte des commentaires reçus et devrait publier un nouvel exposé-sondage au cours du quatrième trimestre de 2007. La Société évaluera l'incidence de ces propositions, dès leur publication, sur la présentation de son information financière.

Stocks : En mars 2007, le CNC a approuvé une nouvelle norme à l'égard des stocks qui entre en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1(er) janvier 2008. La nouvelle norme exige que les stocks soient évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moindre des deux montants, interdit l'utilisation de la méthode du dernier entré, premier sorti pour l'établissement des coûts et exige que lorsque des circonstances ayant auparavant entraîné la dépréciation des stocks en deçà du coût ne sont plus présentes, le montant de la dépréciation soit contrepassé. On prévoit que cette nouvelle norme n'aura pas une incidence importante sur le bénéfice de la Société.

Avantages sociaux futurs : En mars 2007, le CNC a publié un exposé-sondage modifiant la comptabilisation des avantages sociaux futurs, lequel, s'il est adopté, entrerait en vigueur pour les exercices terminés à compter du 31 décembre 2007. L'exposé-sondage propose la constatation au bilan de la situation de capitalisation des régimes à prestations déterminées. A l'heure actuelle, la Société n'est tenue de présenter la situation de capitalisation que dans les notes afférentes aux états financiers. En outre, l'exposé-sondage propose que les gains actuariels, les pertes actuarielles, ainsi que le coût des services passés ou le crédit au titre des services passés soient comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu ou encore attribués, dans le cas d'une entité réglementée, à titre d'actif ou de passif réglementaire. De plus, les actifs et les obligations d'un régime à prestations déterminées devraient être évalués à la date des états financiers annuels. En juillet 2007, après considération des commentaires reçus des parties intéressées sur l'exposé-sondage, le CNC a décidé de ne pas donner suite aux modifications proposées pour la comptabilisation des avantages sociaux futurs.

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 hypothèses 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, ainsi que sur les montants des produits et des charges des périodes. Les estimations reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations 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. Ces estimations sont révisées de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés en résultat au cours de la période où ils sont confirmés. Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Aucun changement important n'a été apporté à la nature des estimations comptables critiques de la Société pour les périodes de 3 mois et de 6 mois terminées le 30 juin 2007 telles qu'elles sont présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Toutefois, la portée de ces estimations comptables s'est élargie en raison de l'acquisition de Terasen, qui est mentionnée ci-après.

Réglementation : Terasen Gas est régie par la BCUC. Comme pour les autres services publics réglementés de la Société, 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 assujetties à une réglementation pour leurs tarifs utilisant les PCGR du Canada. Depuis l'acquisition de Terasen Gas, les actifs et passifs réglementaires de la Société ont considérablement augmenté. Au 30 juin 2007, les actifs réglementaires à court et à long terme étaient de 352,1 millions $, comparativement à 168,7 millions $ au 31 décembre 2006, et les passifs réglementaires à court et à long terme étaient de 381,9 millions $ comparativement à 365,3 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs et des passifs réglementaires est, en grande partie, liée respectivement à la stabilisation tarifaire approuvée par la BCUC et aux mécanismes dETR (qui prévoient un partage approuvé) de Terasen Gas.

Amortissement d'immobilisations : Par sa nature même, l'amortissement est une estimation qui est fondée principalement sur la durée de vie utile des actifs. L'estimation de la durée de vie utile se fonde sur des faits actuels et l'information historique et elle tient compte de la durée de vie anticipée des actifs. Au 30 juin 2007, les biens de services publics et les biens productifs consolidés de la Société s'établissaient à 6,9 milliards $ ou 71 % du total des actifs consolidés, alors qu'au 31 décembre 2006, les biens de services publics et les biens productifs consolidés atteignaient 4,0 milliards $ ou 74 % du total des actifs consolidés au 31 décembre 2006. L'augmentation est principalement attribuable à Terasen Gas. Le montant de la dotation aux amortissements atteint 118,8 millions $ pour la première moitié de l'exercice 2007 comparativement à 88,6 millions $ pour la période correspondante de 2006. En raison de l'accroissement des immobilisations de la Société, les variations des taux d'amortissement peuvent avoir une incidence importante sur la dotation aux amortissements de la Société.

Evaluation de la moins-value de l'écart d'acquisition : L'écart d'acquisition représente, à la date d'acquisition, l'excédent du prix d'achat sur la juste valeur des montants nets attribués aux actifs individuels acquis et aux passifs pris en charge liés aux acquisitions de sociétés. La Société doit effectuer un test annuel de dépréciation, ou elle doit en effectuer un si des événements ou des changements de circonstances indiquent que la juste valeur d'une unité d'exploitation est inférieure à sa valeur comptable. Au 30 juin 2007, l'écart d'acquisition consolidé s'établissait à 1,55 milliard $ comparativement à 661,3 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation de l'écart d'acquisition s'explique par l'acquisition de Terasen et pourrait être ajustée lorsque une juste valeur sera définitivement établie.

Avantages sociaux futurs : La charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d'avantages complémentaires de retraite de la Société est assujettie aux estimations utilisées pour le calcul actuariel de cette charge et des obligations connexes. Au 30 juin 2007, la Société avait des actifs au titre des prestations constituées consolidés de 119 millions $ comparativement à 102 millions $ au 31 décembre 2006, et des passifs au titre des prestations constituées de 134,9 millions $ comparativement à 63,7 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs et des passifs au titre des prestations constituées est principalement attribuable à Terasen Gas, pour les actifs, et à Terasen pour les passifs.

Constatation des produits : Terasen Gas comptabilise ses produits tirés de la distribution de gaz naturel selon la comptabilité d'exercice, comme le font la plupart des autres services publics réglementés de la Société. Les estimations de la consommation de gaz des clients, de la dernière date de lecture des compteurs à la date du bilan, doivent être utilisées afin de tenir compte des revenus non facturés. Au 30 juin 2007, Terasen Gas avait des revenus non facturés accumulés d'environ 69 millions $.

Passifs éventuels : Fortis est partie à un nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. Les passifs éventuels de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société à l'exception de ce qui suit.

Le Ministry of Forests de la Colombie-Britannique (le "ministère") a allégué des manquements au Code d'exploitation forestière et de la négligence à l'égard d'un incendie de forêt près du lac Vaseux et a déposé et signifié un bref et une déclaration contre FortisBC. En outre, cette société s'est vu signifier deux brefs et déclarations par des propriétaires fonciers privés en rapport avec cette même affaire. La société est actuellement en pourparlers avec ses assureurs et a produit une défense à l'égard de toutes les poursuites. Le résultat ne peut être raisonnablement établi et évalué pour le moment et, par conséquent, aucun montant n'a été cumulé dans les états financiers consolidés.

Le 5 janvier 2006, FortisBC s'est vu signifier un bref et une déclaration qui ont été déposés auprès de la Cour suprême de la Colombie-Britannique en vertu de la Loi sur les recours collectifs de 1995 (Colombie-Britannique), au nom de l'ensemble des clients présents et passés de FortisBC et qui se sont vu facturer des montants considérés comme des pénalités de retard par FortisBC ou lui en ont versé, en tout temps entre le 1(er) avril 1981 et la date de tout jugement relatif à cette action. La réclamation invoquait que la confiscation de l'escompte de paiement rapide offert aux abonnés constitue un "intérêt" au sens de l'article 347 du Code criminel (Canada) et que le taux annuel effectif de cet "intérêt" était contraire à la loi et nul. Ce recours collectif visait à obtenir des dommages intérêts et le remboursement des montants considérés comme des pénalités de retard qui ont été ainsi confisqués. Le 13 décembre 2006, la demande visant la reconnaissance officielle de l'action à titre de recours collectif a été entendue en Cour suprême de la Colombie-Britannique. Dans une décision rendue le 11 janvier 2007, la Cour suprême de la Colombie-Britannique a rejeté la demande visant la reconnaissance officielle de l'action comme recours collectif. Le demandeur a interjeté appel de la décision auprès de la Cour d'appel de la Colombie-Britannique. L'appel du demandeur a été abandonné le 29 mai 2007 et une ordonnance d'acceptation de rejet a été inscrite le 6 juin 2007, rejetant la procédure sans frais pour les parties.

Le 26 mars 2007, le ministre de la Petite entreprise et du Revenu et ministre responsable de la réforme réglementaire de la Colombie-Britannique a rendu une décision concernant l'appel de Terasen Gas s'opposant à l'avis de cotisation de taxe additionnelle de la British Columbia Social Service Authority pour le montant de 37,1 millions $, sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministre a réduit la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts. Le 22 juin 2007, Terasen Gas a interjeté appel de la cotisation devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique. En octobre 2006, Terasen Gas a effectué un paiement de 10 millions $, dans l'attente du règlement de son premier appel, comme geste de bonne foi afin de devancer une ordonnance de la Province de la Colombie-Britannique lui enjoignant de fournir le paiement intégral ou une garantie. En avril 2007, Terasen Gas a reçu un remboursement de 4 millions $ sur le dépôt et a comptabilisé le solde de 6,1 millions $ (incluant les intérêts) à titre d'actif réglementaire à long terme reporté.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente l'information trimestrielle non vérifiée pour chacun des huit derniers trimestres terminés du 30 septembre 2005 au 30 juin 2007. 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 comme l'exigent les 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 sont présentées aux notes 2 et 4 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour l'exercice 2006 et à la note 5 afférente aux états financiers intermédiaires consolidés non vérifiés de la Société pour les 3 mois et les 6 mois terminés le 30 juin 2007. Ces résultats d'exploitation ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats de toute autre période future et on ne devrait pas s'y fier pour prédire des rendements futurs.




-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)
----------------------------------------------------------------------
Produits et Bénéfice net
quote-part du attribuable
bénéfice d'un aux actions Résultat par action
Trimestres placement ordinaire ordinaire
terminés les (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
----------------------------------------------------------------------
30 juin 2007 565,9 41,5 0,31 0,27
----------------------------------------------------------------------
31 mars 2007 483,0 41,5 0,38 0,35
----------------------------------------------------------------------
31 décembre 2006 393,1 33,9 0,33 0,32
----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2006 341,9 38,8 0,37 0,36
----------------------------------------------------------------------
30 juin 2006 345,9 37,9 0,37 0,35
----------------------------------------------------------------------
31 mars 2006 390,8 36,6 0,35 0,34
----------------------------------------------------------------------
31 décembre 2005 353,1 22,3 0,22 0,21
----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005 341,7 37,4 0,36 0,33
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------


Un résumé des huit derniers trimestres reflète l'expansion continue de la Société ainsi que le caractère saisonnier associé à ses entreprises. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier. A compter du 17 mai 2007, l'acquisition de Terasen a eu une incidence sur les résultats financiers. Généralement, les bénéfices de Terasen Gas sont plus élevés aux premier et quatrième trimestres et moins élevés au deuxième trimestre, partiellement contrebalancés par les pertes au troisième trimestre. Les résultats financiers à compter du 1(er) février 2005 et du 1(er) novembre 2006 ont été touchés respectivement par l'acquisition de trois hôtels Greenwood Inns et de quatre hôtels dans l'Ouest canadien. Les résultats financiers à compter du 28 août 2006 ont été touchés par l'acquisition de Fortis Turks and Caicos alors que le bénéfice à compter du 1(er) janvier 2007 a subi l'incidence de la consolidation d'une participation conférant le contrôle dans Caribbean Utilities. La participation de la Société dans Caribbean Utilities était antérieurement comptabilisée à la valeur de consolidation. Egalement, la comparabilité du bénéfice et des produits trimestriels de 2006 et de 2005 a été quelque peu touchée par le déplacement des produits constatés chez Newfoundland Power, conséquence du passage de la méthode fondée sur la facturation à la comptabilité d'exercice pour la comptabilisation des produits avec prise d'effet le 1(er) janvier 2006.

Juin 2007 / Juin 2006 -- Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 41,5 millions $, ou de 0,31 $ l'action ordinaire, au deuxième trimestre de 2007, par rapport à un bénéfice de 37,9 millions $, ou de 0,37 $ l'action ordinaire, pour le trimestre correspondant du dernier exercice. Une émission d'actions ordinaires d'un capital de 1,15 milliard $ en mai 2007, combinée au caractère saisonnier des bénéfices de Terasen Gas, a dilué le résultat par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2007. L'augmentation de l'ensemble des bénéfices a été stimulée, à FortisAlberta, par le nombre croissant de clients et le volume accru d'énergie livrée, à FortisBC, par la hausse des taux et la croissance des ventes d'électricité, et par la contribution aux bénéfices provenant de Fortis Turks and Caicos, dont l'acquisition a été faite en août 2006, et de Terasen Gas, dont l'acquisition a été faite en mai 2007. L'augmentation a été contrebalancée en partie par des frais financiers plus élevés en raison des acquisitions, par l'effet de la baisse de production hydroélectrique non réglementée et par les bénéfices moindres de Fortis Properties. Cependant, le produit de 3,2 millions $ tiré de la vente du Days Inn Sydney et la réduction des passifs d'impôts futurs avaient eu des répercussions favorables sur les bénéfices de Fortis Properties au cours du deuxième trimestre de 2006.

Mars 2007 / Mars 2006 -- Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires s'est établi à 41,5 millions $, ou 0,38 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2007, en hausse de 4,9 millions $ par rapport au bénéfice de 36,6 millions $, ou 0,35 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2006. En excluant la part de 2,4 millions $ revenant à la Société d'une charge liée à la cession d'un système de turbine à vapeur de Caribbean Utilities, le bénéfice a affiché une hausse de 7,3 millions $ par rapport au premier trimestre de 2006. La hausse est principalement attribuable à la croissance des ventes d'électricité et à la baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés de FortisAlberta, à la hausse de la production hydroélectrique non réglementée au Belize, à l'apport au bénéfice de Fortis Turks and Caicos et à la croissance des ventes d'électricité et à la baisse des frais financiers de Belize Electricity.

L'incidence sur le résultat par action ordinaire de la hausse du bénéfice a été en partie neutralisée par la dilution créée par l'émission de 5 170 000 actions ordinaires d'un capital de 149,9 millions $ le 18 janvier 2007.

Décembre 2006 / Décembre 2005 -- Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 33,9 millions $, ou 0,33 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2006, comparativement au bénéfice de 22,3 millions $, ou 0,22 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2005. La hausse du bénéfice est essentiellement attribuable au passage, par Newfoundland Power, à la comptabilité d'exercice pour la constatation des produits, à compter du 1(er) janvier 2006, à la hausse du bénéfice de FortisAlberta et à la contribution de Fortis Turks and Caicos, acquise le 28 août 2006, en partie contrebalancés par l'incidence de la baisse des prix de vente de l'énergie de gros en Ontario et de l'augmentation des coûts du siège social. La modification de la convention de constatation des produits n'a eu aucune incidence importante sur le bénéfice annuel de Newfoundland Power.

Septembre 2006 / Septembre 2005 -- Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 38,8 millions $, ou 0,37 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2006, par rapport à un bénéfice de 37,4 millions $, ou 0,36 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2005. Lorsqu'on exclut du bénéfice du troisième trimestre de l'exercice 2005 la tranche de 1,6 million $ associée au règlement favorable d'une nouvelle cotisation d'impôt sur les bénéfices des sociétés de FortisOntario, le bénéfice est de 3 millions $ plus élevé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse est en grande partie attribuable à l'accroissement de la production hydroélectrique non réglementée au Belize, à la baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés pour FortisAlberta, à l'augmentation des tarifs d'électricité pour FortisBC, à l'amélioration du bénéfice tiré de Fortis Properties, à la progression du bénéfice tiré des services publics dans les Caraïbes, attribuable, notamment, à l'acquisition de Fortis Turks and Caicos, et à la hausse des tarifs d'électricité pour FortisOntario. La progression du bénéfice trimestriel a été freinée par la hausse des charges du siège social et par la réduction des prix de vente moyens de l'énergie de gros en Ontario. Les charges du siège social pour le troisième trimestre de 2005 ont été réduites par un gain de change latent de 3,8 millions $ (3,1 millions $ après impôts) associé à la dette non couverte libellée en dollars américains.

EVENEMENTS POSTERIEURS A LA DATE DU BILAN

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition de l'hôtel Delta Regina en Saskatchewan, auprès de Remai Investment Corporation, pour une somme de 49,95 millions $. Le complexe comprend les 274 chambres de l'hôtel Delta Regina, le Saskatchewan Trade and Convention Centre ainsi qu'un édifice à bureaux de catégorie A d'une superficie de 52 000 pieds carrés avec stationnement intérieur. L'acquisition devrait résulter en une hausse immédiate des bénéfices de Fortis.

Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,90 % pour un montant global de 105 millions $. Ces débentures viennent à échéance le 4 juillet 2047. Le produit net tiré de l'émission des débentures est affecté au remboursement de la dette existante en vertu des facilités de crédit et aux besoins généraux de la société, incluant les dépenses en immobilisations futures.

PERSPECTIVES

Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées pour l'exercice 2007 devraient s'établir aux environs de 770 millions $, dont une tranche de 128 millions $ sera affectée à Terasen Gas et une tranche de 642 millions $, aux services publics d'électricité. Fortis prévoit que la plus grande partie de ses dépenses brutes en immobilisations de services publics d'électricité de quelque 2,8 milliards $ pour les cinq prochains exercices sera occasionnée par FortisAlberta, FortisBC et les services publics réglementés et non réglementés d'électricité de la Société dans les Caraïbes. Fortis prévoit que les dépenses brutes en immobilisations de services publics de gaz dépasseront 1 milliard $ pour les cinq prochains exercices. Par conséquent, la croissance interne du bénéfice découlera des investissements importants consacrés à l'infrastructure de services publics décrits précédemment.

Au cours des prochains trimestres, la Société axera ses efforts sur l'intégration de Terasen au sein du Groupe Fortis. L'ajout d'activités de distribution de gaz double l'investissement de la Société dans l'actif tarifaire réglementaire. La Société demeurera à la recherche d'occasions de croissance au moyen d'acquisitions dans l'industrie des services publics réglementés d'électricité et de gaz naturel au Canada, dans les Caraïbes et aux Etats-Unis. Fortis recherchera aussi des occasions de croissance dans les activités non réglementées pour soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 2 août 2007, la Société avait 154 195 769 actions ordinaires émises et en circulation; 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série C, 7 993 500 actions privilégiées de premier rang de série E et 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série F. Au 2 août 2007, le nombre d'actions ordinaires qui seraient émises à la conversion des options d'achat d'actions, des titres d'emprunt convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E est indiqué dans les notes 8 et 9 afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007 et dans les notes 11, 14 et 16 afférentes aux états financiers annuels consolidés vérifiés de 2006.

Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2006, sont disponibles sur SEDAR au www.sedar.com et sur le site Web de la Société au www.fortisinc.com.



Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux
(en millions)

30 juin 31 décembre
2007 2006
------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents
de trésorerie 63,5 $ 40,9 $
Débiteurs 471,1 278,1
Impôts à recevoir 14,4 7,5
Charges payées d'avance 24,5 14,2
Actifs réglementaires (note 5) 143,4 35,7
Stocks de gaz, matières
et fournitures 178,0 32,7
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
894,9 409,1
Dépôt au titre des impôts sur
les bénéfices des sociétés 5,9 5,9
Charges reportées et autres actifs 174,0 174,8
Actifs réglementaires (note 5) 208,7 133,0
Impôts futurs 43,6 7,1
Immobilisations de services publics 6 472,4 3 574,9
Biens productifs 467,8 469,0
Placements 2,5 2,5
Actifs incorporels, déduction
faite de l'amortissement 7,7 9,8
Ecart d'acquisition 1 553,6 661,3
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
9 831,1 $ 5 447,4 $
------------------------------------------------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 6) 306,1 $ 97,7 $
Créditeurs et charges à payer 685,8 333,7
Dividendes à verser 34,2 21,7
Impôts à payer 59,7 -
Passif réglementaire (note 5) 14,2 26,4
Versements pour l'exercice
au titre de la dette à long
terme et des
obligations liées aux contrats
de location-acquisition (note 7) 513,5 84,8
Impôts futurs 7,6 1,0
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
1 621,1 565,3
Crédits reportés 249,4 79,0
Passif réglementaire (note 5) 367,7 338,9
Impôts futurs 54,2 57,7
Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de
location-acquisition (note 7) 4 429,6 2 558,4
Part des actionnaires sans contrôle 119,5 130,5
Actions privilégiées 319,5 319,5
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
7 161,0 4 049,3
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires (note 8) 2 103,4 829,0
Actions privilégiées 122,4 122,4
Surplus d'apport 5,6 4,7
Composante capitaux propres
des débentures convertibles 6,5 7,2
Cumul des autres éléments du
résultat étendu (note 10) (80,8) (51,5)
Bénéfices non répartis 513,0 486,3
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
2 670,1 1 398,1
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
9 831,1 $ 5 447,4 $
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------

Passif éventuel et engagements (note 16)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés
(non vérifié)
Pour les périodes terminées les 30 juin
(en millions, à l'exception des montants par
action)

Trois mois Six mois
terminés en terminés en
2007 2006 2007 2006
-----------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 565,9 $ 343,8 $ 1 048,9 $ 733,0 $
Quote-part du
bénéfice d'un placement - 2,1 - 3,7
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
565,9 345,9 1 048,9 736,7
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 242,5 124,3 457,1 280,4
Charges d'exploitation 138,8 97,6 254,3 194,8
Amortissement 64,7 44,5 118,8 88,6
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
446,0 266,4 830,2 563,8
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 119,9 79,5 218,7 172,9
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers (note 12) 67,0 39,7 114,6 81,3
Gain tiré de la vente
de biens productifs - (2,1) - (2,1)
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
67,0 37,6 114,6 79,2
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts sur
les bénéfices des sociétés 52,9 41,9 104,1 93,7
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (note 13) 6,1 2,4 13,0 16,4
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part
des actionnaires sans contrôle 46,8 39,5 91,1 77,3
Part des actionnaires sans
contrôle 3,7 1,6 5,0 2,8
------------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 43,1 37,9 86,1 74,5
Dividendes sur actions
privilégiées 1,6 - 3,1 -
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 41,5 $ 37,9 $ 83,0 $ 74,5 $
-----------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation (note 8) 131,1 103,4 120,2 103,4
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Résultat par action
ordinaire (note 8)
De base 0,31 $ 0,37 $ 0,69 $ 0,72 $
Dilué 0,27 $ 0,35 $ 0,61 $ 0,69 $
-----------------------------------------------------------------------

Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 30 juin
(en millions)
Trois mois Six mois
terminés en terminés en
2007 2006 2007 2006
-----------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 503,8 $ 431,9 $ 486,3 $ 411,8 $
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 41,5 37,9 83,0 74,5
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
545,3 469,8 569,3 486,3
Dividendes sur actions
ordinaires (32,3) (16,6) (56,3) (33,1)
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 513,0 $ 453,2 $ 513,0 $ 453,2 $
-----------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers intermédiaires consolidés.



Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 30 juin
(en millions)

Trois mois Six mois terminés
terminés en terminés en
2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 41,5 $ 37,9 $ 83,0 $ 74,5 $
----------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes (36,1) (7,0) (40,7) (6,4)
Gains sur couvertures
d'investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes 18,7 6,8 20,5 6,2
Impôts sur les
bénéfices des sociétés (3,4) (1,2) (3,7) (1,1)
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Variation des pertes
de change latentes,
déduction faite
des activités et
couverture et déduction
faite des impôts (20,8) (1,4) (23,9) (1,3)
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Variation des gains sur
instruments dérivés désignés
à titre de couvertures
de flux de trésorerie 0,6 - 0,5 -
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (0,1) - (0,1) -
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Variation des gains sur
instruments dérivés désignés
à titre
de couvertures de
flux de trésorerie, déduction
faite des impôts 0,5 - 0,4 -
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Reclassement aux résultats
des pertes nettes sur
instruments dérivés
antérieurement abandonnés
à titre de couvertures
de flux de trésorerie - - 0,3 -
Impôts sur les bénéfices
des sociétés - - (0,1) -
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Reclassement aux résultats
des pertes nettes
sur les instruments
dérivés antérieurement
abandonnés à titre de
couvertures de flux
de trésorerie, déduction
faite des impôts - - 0,2 -
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du
résultat étendu, déduction
faite des impôts (20,3) (1,4) (23,3) (1,3)
----------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 21,2 $ 36,5 $ 59,7 $ 73,2 $
----------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des flux de trésorerie
consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées
les 30 juin
(en millions)

Trois mois Six mois
terminés en terminés en
2007 2006 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice net 43,1 $ 37,9 $ 86,1 $ 74,5 $
Eléments sans effet
sur la trésorerie
Amortissement
-- immobilisations
déduction faite
des apports nets
sous forme d'aide
à la construction 62,1 41,7 113,6 83,4
Amortissement --
actifs incorporels 1,0 1,1 2,1 2,1
Amortissement --
autres 1,6 1,7 3,1 3,1
Impôts futurs 1,0 (0,9) (0,5) (4,4)
Obligations au titre
des prestations constituées (1,7) (0,4) (2,8) (1,7)
Quote-part du bénéfice
d'un placement, déduction
faite des dividendes - (0,3) - (0,1)
Rémunération à base
d'actions 0,5 0,4 1,1 0,8
Perte (gain) de change
latent(e) sur la dette
à long terme (note 12) 0,2 (1,7) 0,2 (1,4)
Part des actionnaires
sans contrôle 3,7 1,6 5,0 2,8
Gain tiré de la vente
de biens productifs - (2,1) - (2,1)
Autres 0,2 (0,8) 5,1 (0,7)
Variation des actifs
et des passifs réglementaires
à long terme 4,0 1,7 (11,6) 0,5
Augmentation du dépôt
au titre des impôts
sur les bénéfices des sociétés - (5,9) - (5,9)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
115,7 74,0 201,4 150,9
Variation du fonds de
roulement lié à l'exploitation
hors trésorerie (47,5) (16,2) (39,6) (43,7)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
68,2 57,8 161,8 107,2
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Activités d'investissement
Variation des charges et
des crédits reportées et
d'autres actifs (2,3) (10,3) (3,1) (10,8)
Acquisition d'immobilisations
de services publics (192,7) (111,5) (327,0) (215,8)
Acquisition de biens
productifs (2,4) (5,2) (5,6) (11,8)
Apports sous forme
d'aide à la construction 17,5 13,6 39,1 23,2
Produits tirés de la vente
d'immobilisations 1,7 5,4 2,8 5,9
Acquisition d'entreprise,
déduction faite de la
trésorerie acquise (note 14) (1 250,7) - (1 252,9) -
Augmentation des
investissements - (1,5) - (1,9)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1 428,9) (109,5) (1 546,7) (211,2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme (25,1) 10,5 (68,8) 19,5
Produit tiré de la
dette à long terme 336,2 158,8 521,7 210,6
Remboursement de la dette
à long terme et obligations
liées aux contrats
de location-acquisition (21,1) (105,5) (230,1) (112,7)
Avances par (à) des
actionnaires sans contrôle (1,5) 8,9 (2,0) 9,0
Emission d'actions ordinaires 1 131,2 2,3 1 254,2 5,9
Dividendes
Actions ordinaires (32,3) (16,6) (56,3) (33,1)
Actions privilégiées (1,6) - (3,1) -
Dividendes de filiales versés
aux actionnaires sans contrôle (2,9) (0,4) (6,0) (0,8)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
1 382,9 58,0 1 409,6 98,4
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Effet des variations de taux
de change sur la trésorerie et
les équivalents de trésorerie (1,9) (0,4) (2,1) (0,4)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Variation de la trésorerie
et des équivalents de trésorerie 20,3 5,9 22,6 (6,0)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie au début de la
période 43,2 21,5 40,9 33,4
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la
période 63,5 $ 27,4 $ 63,5 $ 27,4 $
--------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


FORTIS INC.

NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES

Pour les trois mois et six mois terminés les 30 juin 2007 et 2006 (à moins d'indication contraire) (non vérifié)

1. DESCRIPTION DES ACTIVITES

Nature des activités

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

Les divers secteurs d'activité de la Société, aux fins de l'information financière sectorielle, sont les suivants :

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES

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

Services publics réglementés de distribution de gaz au Canada

a. Terasen Gas : Formée de Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"), collectivement appelées Terasen Gas dans les présentes. En faisant l'acquisition de Terasen Inc. ("Terasen") le 17 mai 2007, Fortis a aussi acquis Terasen Gas, laquelle répond à une demande de pointe d'environ 1 400 térajoules de gaz naturel par jour.

TGI est le plus important distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique et sert plus de 817 000 clients des secteurs résidentiel, commercial et industriel dans un rayon de service qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique.

TGVI est propriétaire et exploitante du pipeline de transport de gaz naturel depuis la région du grand Vancouver à travers le détroit de Georgia jusqu'à l'île de Vancouver et du réseau de distribution sur l'île de Vancouver et le long de la Sunshine Coast (Colombie-Britannique), et sert environ 89 000 clients résidentiels, commerciaux et industriels.

TGWI est propriétaire et exploitante du système de distribution de gaz propane à Whistler, en Colombie- Britannique, et assure les services à environ 2 400 clients résidentiels et commerciaux.

Services publics d'électricité réglementés au Canada

a. FortisAlberta : FortisAlberta possède et exploite le réseau de distribution d'électricité dans une part importante du sud et du centre de l'Alberta, servant environ 437 500 clients.

b. FortisBC : Comprend FortisBC Inc., une société de services publics intégrée en exploitation dans l'intérieur méridional de la Colombie-Britannique, servant plus de 152 000 clients. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques, lesquelles ont une capacité combinée de 235 mégawatts ("MW").

Dans le secteur d'exploitation des services publics réglementés au Canada s'ajoutent aux résultats de FortisBC ceux des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion de la centrale hydroélectrique de 450 MW Waneta, propriété de Teck Cominco Metals Ltd., de la centrale hydroélectrique de 149 MW Brilliant, propriété conjointe de la Columbia Power Corporation et du Columbia Basin Trust ("CPC/CBT"), de la centrale hydroélectrique de 185 MW Arrow Lakes, propriété de CPC/CBT, et du système de distribution électrique dont la Ville de Kelowna est propriétaire. L'actif de FortisBC comprend également le service public d'électricité réglementé anciennement exploité sous le nom Princeton Light and Power Company, Limited ("PLP"). Avec prise d'effet le 1er janvier 2007, PLP a été fusionnée à FortisBC Inc. dans le cadre d'une restructuration interne.

c. Newfoundland Power : Newfoundland Power est le principal distributeur d'électricité à Terre-Neuve, servant plus de 230 000 clients. Newfoundland Power possède une capacité de production de 136 MW, dont 92 MW d'origine hydroélectrique.

d. Maritime Electric : Maritime Electric est le principal distributeur d'électricité de l'Ile-du-Prince-Edouard, servant environ 71 000 clients. Maritime Electric possède aussi dans l'île des centrales alimentées au diesel d'une capacité combinée de 150 MW.

e. FortisOntario : FortisOntario fournit un service public de distribution d'électricité intégré à environ 52 000 clients de Fort Erie, Cornwall, Gananoque et Port Colborne, en Ontario. FortisOntario exploite la Canadian Niagara Power Inc. ("Canadian Niagara Power") et la Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited ("Cornwall Electric"). Les comptes de la Canadian Niagara Power comprennent les activités de distribution d'électricité de la Port Colborne Hydro Inc., qui ont été louées de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans conclu en avril 2002. FortisOntario possède également une participation de 10 % dans chacune des sociétés Westario Power Holdings Inc. et Rideau St. Lawrence Holdings Inc., deux sociétés régionales de distribution d'électricité constituées en 2000, servant plus de 27 000 clients.

SERVICES PUBLICS D'ELECTRICITE REGLEMENTES DANS LES CARAIBES

La participation de la Société dans les Caraïbes dans le domaine des services publics d'électricité réglementés sont les suivantes :

a. Belize Electricity : Belize Electricity est le principal distributeur d'électricité au Belize, en Amérique centrale, servant plus de 71 000 clients. La société possède une puissance installée de 37 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle de 70,1 % dans Belize Electricity.

b. Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, servant plus de 22 000 clients. La société possède une puissance installée d'environ 140 MW.
Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient maintenant environ 54 % de la société. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX : CUP.U) dont l'exercice se termine le 30 avril. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. A compter du premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois et, par conséquent, a consolidé le bilan au 30 avril 2007 et les états des résultats et des flux de trésorerie de Caribbean Utilities pour les trois mois et les six mois terminés le 30 avril 2007 avec les états financiers consolidés intermédiaires de la Société du 30 juin 2007. En 2006, l'état des résultats de Fortis a reflété la participation d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois.

c. P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. (collectivement "Fortis Turks and Caicos") : Fortis Turks and Caicos est le principal distributeur d'électricité des îles Turks et Caicos, servant environ 7 700 clients. La société possède une puissance installée d'environ 37 MW. Fortis Turks and Caicos a été acquise par Fortis par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive le 28 août 2006.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

Les actifs de production électrique non réglementés de la Société sont les suivants, selon leur emplacement :

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

b. Ontario : Les activités non réglementées en Ontario comprennent un droit d'usage de l'eau d'une puissance de 75 MW en vertu du Niagara Exchange Agreement, une centrale de cogénération alimentée au gaz de 5 MW à Cornwall et six petites centrales hydroélectriques situées dans l'est de l'Ontario possédant une capacité combinée de 8 MW. Les activités de production non réglementée en Ontario sont dirigées par l'intermédiaire de FortisOntario Inc. et Fortis Properties. Le 1er janvier 2006, l'ancienne société FortisOntario Generation Corporation a fusionné avec CNE Energy Inc. et, à compter du 1er janvier 2007, CNE Energy Inc. a fusionné avec Fortis Properties.

c. Région centrale de Terre-Neuve : Par l'intermédiaire de la société en nom collectif Exploits River Hydro ("société Exploits") créée par la Société, par l'entremise de sa filiale en propriété exclusive Fortis Properties, et par la Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi-Consolidated"), deux centrales hydroélectriques d'Abitibi-Consolidated situées dans la région centrale de Terre-Neuve ont été équipées d'une puissance additionnelle de 36 MW. Par suite de la fusion de CNE Energy Inc. et de Fortis Properties le 1er janvier 2007, Fortis Properties détient maintenant une participation directe de 51 % dans la société Exploits et Abitibi-Consolidated détient la participation résiduelle de 49 %. Auparavant, la participation de 51 % était détenue par CNE Energy Inc. La société Exploits vend sa production à la Newfoundland and Labrador Hydro Corporation en vertu d'un contrat d'achat d'électricité de 30 ans venant à échéance en 2033.

d. Colombie-Britannique : Les installations se composent de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Walden, d'une puissance de 16 MW, située près de Lillooet, en Colombie-Britannique. Cette centrale vend la totalité de sa production à BC Hydro en vertu d'un contrat à long terme échéant en 2013. Les activités de production hydroélectrique en Colombie-Britannique sont menées par la société en nom collectif Walden Power, filiale en propriété exclusive de FortisBC Inc.

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

Activités non réglementées - Fortis Properties

En tenant compte de l'acquisition d'un hôtel le 1er août 2007, Fortis Properties possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux dans le Canada atlantique.

Siège social et autres

Le secteur Siège social et autres permet de constater certains éléments de produits et de charges qui ne sont pas directement liés à un secteur d'exploitation ou à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen, et les dividendes sur actions privilégiées classés comme passifs à long terme, les gains ou pertes de change, les dividendes sur actions privilégiées classés comme capitaux propres, d'autres dépenses du siège social, notamment les coûts d'exploitation de la société de portefeuille Fortis et Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales, les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts des sociétés. Ce secteur inclut aussi les résultats financiers de Société en commandite CustomerWorks Limited Partnership ("CWP"). CWP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception à Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Fortis a fait l'acquisition de Terasen le 17 mai 2007.

2. MODE DE PRESENTATION

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada pour les états financiers intermédiaires et n'incluent pas toute l'information normalement présentée dans les états financiers consolidés annuels de la Société. Ces états financiers consolidés intermédiaires doivent être lus avec les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande de gaz et d'électricité et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier.

3. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les PCGR du Canada, y compris les traitements comptables choisis qui diffèrent de ceux utilisés par des entités qui ne sont pas assujetties à une réglementation pour leurs tarifs. 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 assujetties à une réglementation pour leurs tarifs utilisant les PCGR du Canada. Ces différences et la nature de la réglementation sont présentées aux notes 2 et 4 des états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société et à la note 5 afférente aux présents états financiers consolidés intermédiaires. Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les mêmes conventions comptables que celles utilisées pour la préparation des états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société, à l'exception de ce qui est décrit ci-après. A moins d'indication contraire, tous les montants sont exprimés en dollars canadiens.

Réglementation

Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de Terasen Gas dans la foulée de l'acquisition de Terasen. Terasen Gas est réglementée par la British Columbia Utilities Commission ("BCUC"). La BCUC veille à l'application des lois et règlements de la Utilities Commission Act (Colombie-Britannique), qui traitent de questions comme les tarifs, les taux, la construction, l'exploitation, le financement et la comptabilité. Terasen Gas exerce ses activités selon la réglementation fondée sur le coût du service et selon des règles d'établissement des tarifs fondées sur le rendement ("ETR") tel que le prescrit la BCUC. La BCUC établit les tarifs d'une entreprise de services publics en fonction d'une année témoin future. Selon cette méthode la BCUC élabore des prévisions sur le volume de gaz qui sera vendu et transporté, ainsi que sur tous les frais du service public, y compris le taux de rendement autorisé des actions ordinaires ("RAO") de l'entreprise de services publics au cours de cette année témoin. Les tarifs sont établis pour permettre à l'entreprise de services publics de recouvrer la totalité de ses frais, y compris le RAO autorisé, si les prévisions de vente et de volume de transport sont réalisées. Le BCUC a établi les RAO autorisés pour TGI et TGVI en fonction de contrats pluriannuels dont la date d'expiration a été reportée jusqu'en 2009. Pour 2007, le RAO autorisé est de 8,37 % pour TGI et de 9,07 % pour TGVI.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2007, la Société a adopté les nouvelles normes comptables suivantes publiées par l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA").

a. Instruments financiers

Le chapitre 3855, "Instruments financiers - comptabilisation et évaluation", et le chapitre 3861, "Instruments financiers - informations à fournir et présentation", prescrivent des critères de comptabilisation et de présentation au bilan des instruments financiers et des critères d'évaluation des instruments financiers en fonction des classements prescrits. Les chapitres décrivent également la façon dont les instruments financiers doivent être évalués après une constatation initiale et la manière dont les gains et les pertes doivent être constatés.

La Société est tenue de désigner ses instruments financiers selon l'une des cinq catégories suivantes : i) détenus à des fins de transaction, ii) disponibles à la vente, iii) détenus jusqu'à leur échéance, iv) prêts et créances, ou v) autres passifs financiers. Tous les instruments financiers sont initialement évalués à leur juste valeur. Les instruments financiers classés comme détenus à des fins de transaction ou disponibles à la vente sont par la suite évalués à leur juste valeur, et toute variation de la juste valeur est comptabilisée dans le résultat net pour la première catégorie d'instruments et dans les autres éléments du résultat étendu dans le cas de la seconde catégorie. Tous les autres instruments financiers sont par la suite évalués à leur coût après amortissement.

Tous les instruments financiers dérivés, y compris les dérivés intégrés dans des instruments financiers ou d'autres contrats qui ne sont pas jugés étroitement liés à l'instrument financier ou au contrat hôte, sont habituellement classés comme détenus à des fins de transaction et, par conséquent, doivent être évalués à leur juste valeur, et toute variation de la juste valeur est comptabilisée dans le résultat net. Si un instrument financier dérivé est désigné à titre d'élément de couverture dans une relation de couverture de flux de trésorerie admissible, la composante efficace de la variation de la juste valeur est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu. Toute variation de la juste valeur liée à la composante inefficace est immédiatement comptabilisée dans le résultat net. Pour les sociétés de services publics à tarif réglementé, toute différence entre le montant comptabilisé lors de la variation de la juste valeur d'un instrument financier dérivé, qu'il soit ou non utilisé dans une relation de couverture admissible, et le montant recouvré des clients au tarif actuel est assujettie au traitement de report réglementaire. Ce montant doit être recouvré des clients ou versé aux clients par le biais des tarifs futurs.

Actuellement, la Société limite l'utilisation d'instruments financiers dérivés à ceux expressément désignés dans une relation de couverture admissible, comme il est décrit à la note 3 c).



La Société a désigné ses instruments financiers comme suit :

--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2007 31 décembre 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Valeur Juste Valeur Juste
comptable valeur comptable valeur
estimative estimative
(en millions)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Détenus à des fins
de transaction
Trésorerie et
équivalents de trésorerie(1) 63,5 $ 63,5 $ 40,9 $ 40,9 $
Prêts et créances
Débiteurs(1)(2) 471,1 471,1 278,1 278,1
Dépôt au titre des
impôts sur les bénéfices
des sociétés(1)(2) 5,9 5,9 5,9 5,9
Autres montants à
recevoir de clients
(1)(2)(3) 6,3 6,3 6,0 6,0
Autres passifs financiers
Emprunts à court terme(1)(2) 306,1 306,1 97,7 97,7
Créditeurs et charges
à payer(1)(2) 685,8 685,8 333,7 333,7
Dividendes à verser(1)(2) 34,2 34,2 21,7 21,7
Dépôts de clients(1)(2)(4) 4,9 4,9 4,8 4,8
Dette à long terme,
y compris la tranche
échéant
à moins d'un an(5)(6) 4 918,6 5 162,9 2 614,2 2 939,6
Actions privilégiées
classées comme dette(5)(7) 319,5 319,9 319,5 355,4
--------------------------------------------------------------------------


1) En raison de la nature ou de l'échéance à court terme de ces instruments financiers, leur valeur comptable se rapproche de leur juste valeur.

2) La valeur comptable se rapproche du coût après amortissement.

3) Inclus dans les charges reportées et autres actifs au bilan.

4) Inclus dans les crédits reportés au bilan.

5) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif.

6) La valeur comptable au 30 juin 2007 est présentée déduction faite des frais financiers reportés non amortis de 29,5 millions $. Le 1er janvier 2007, des frais financiers reportés ont été reclassés des charges reportées et autres actifs conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3855.

7) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont exclues des exigences du chapitre 3855; toutefois, la juste valeur estimative des actions privilégiées classées comme capitaux propres au 30 juin 2007 s'établissait à 131,7 millions $ (128,5 millions $ au 31 décembre 2006).

Pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2007, les intérêts débiteurs effectifs liés aux emprunts à court terme, à la dette à long terme et aux actions privilégiées classées comme dette de la Société sont présentés à la note 12 des présents états financiers consolidés intermédiaires.

En vertu du chapitre 3855, les dérivés intégrés doivent être séparés du contrat hôte et comptabilisés à titre d'instruments financiers dérivés si le dérivé intégré et le contrat hôte ne sont pas étroitement liés, et que le contrat composé n'est pas détenu à des fins de transaction ou évalué à sa juste valeur. Bien que certains contrats d'emprunt à long terme de la Société comportent des options de paiement anticipé qui sont admissibles à titre de dérivés intégrés aux fins de comptabilisation distincte, aucun de ces contrats n'a été comptabilisé puisqu'ils ont une incidence négligeable sur les résultats d'exploitation et la situation financière de la Société. La Société a choisi le 1(er) janvier 2003 comme date de transition pour la constatation des dérivés intégrés et, par conséquent, constate à titre d'actifs et de passifs distincts uniquement les dérivés intégrés dans des instruments hybrides émis, acquis ou substantiellement modifiés à compter du 1er janvier 2003.

En raison de l'adoption du chapitre 3855, des frais financiers reportés de 21,2 millions $ au 1er janvier 2007 liés à la dette à long terme ont été reclassés au bilan, passant des charges reportées et autres actifs à la dette à long terme. Ces frais sont amortis en charges selon la méthode du taux d'intérêt effectif sur la durée de vie de la dette connexe.

La convention de la Société prévoit la constatation des coûts de transaction liés aux actifs et aux passifs financiers qui sont classés comme détenus à des fins autres que de transaction à titre d'ajustement du coût de ces actifs et passifs financiers comptabilisé au bilan. Ces coûts de transaction sont amortis selon la méthode du taux d'intérêt effectif sur la durée de vie de l'instrument financier connexe.

b. Résultat étendu

Le chapitre 1530, "Résultat étendu", instaure un nouvel état financier, "Etat du résultat étendu", et fournit des directives sur les informations à fournir et la présentation des autres éléments du résultat étendu.

Le résultat étendu correspond à la variation des capitaux propres d'une entreprise au cours d'une période, découlant d'opérations et d'autres événements et circonstances sans rapport avec les propriétaires, notamment les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture résultant des établissements étrangers autonomes, et les variations de la juste valeur de la composante efficace des instruments de couverture de flux de trésorerie.

Comme l'exige cette norme, la mise en oeuvre du chapitre 1530 n'a pas entraîné de retraitement des données des périodes antérieures, à l'exception du reclassement des pertes de change latentes sur la conversion d'investissements nets dans des établissements étrangers autonomes de 51,5 millions $ au 31 décembre 2006 de l'écart de conversion dans les capitaux propres au cumul des autres éléments du résultat étendu (note 10). Comme l'exige cette norme, au moment de l'application initiale du chapitre 3855, tous les ajustements à la valeur comptable des instruments financiers sont constatés à titre d'ajustement au solde d'ouverture du cumul des autres éléments du résultat étendu. Aucun ajustement n'a été apporté au solde d'ouverture des bénéfices non répartis.

c. Couvertures

Le chapitre 3865, "Couvertures", précise les critères d'application de la comptabilité de couverture, comment la comptabilité de couverture devrait être appliquée selon les stratégies de couverture permises et les informations à fournir. En tenant compte de sa stratégie de gestion du risque, la Société peut utiliser des instruments dérivés pour couvrir son exposition au risque de change, au risque de taux d'intérêt et au risque sur marchandises.

La Société a désigné sa dette à long terme libellée en dollars américains à titre de couverture du risque de change lié à ses investissements nets dans des établissements étrangers autonomes.

Dans le cadre de la couverture d'investissements nets dans des établissements étrangers autonomes, les gains et les pertes de change latents sur la conversion de la dette à long terme libellée en dollars américains servent à contrebalancer les gains et les pertes de change latents sur les investissements nets dans ces établissements étrangers. Les gains et les pertes de change latents sur la dette à long terme libellée en dollars américains et les investissements nets dans des établissements étrangers sont constatés dans les autres éléments du résultat étendu.

Pour les trois mois et six mois terminés le 30 juin 2007, des pertes de change latentes de respectivement 36,1 millions $ et 40,7 millions $ ont été comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu relativement à l'investissement net de la Société dans des établissements étrangers autonomes libellés en dollars américains. Ces pertes de change latentes ont été en partie contrebalancées par la composante efficace des gains après impôts latents de respectivement 15,3 millions $ et 16,8 millions $ pour les trois mois et les six mois terminés le 30 juin 2007, liés à la conversion de la dette à long terme libellée en dollars américains désignée à titre de couverture du risque de change (note 10). Il n'y a eu aucune composante inefficace.

La Société et ses filiales ont recours aux instruments dérivés pour couvrir les risques de fluctuations des taux d'intérêt et du cours du gaz naturel. Le tableau suivant indique la valeur des instruments financiers au 30 juin 2007 et au 31 décembre 2006.



Actif (passif) 30 juin 2007 31 décembre 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Durée Nombre Valeur Juste Valeur Juste
jusqu'à de comptable valeur comptable valeur
l'échéance swaps (en (en (en (en
(années) millions) millions) millions) millions)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swaps
de taux
d'intérêt 1 à 4 8 (0,2)$ (0,2)$ - $ (0,5)$

Swaps sur
gaz
naturel Jusqu'à 3 233 (107,9)$ (107,9)$ - $ - $
--------------------------------------------------------------------------


Fortis Properties et BECOL ont désigné leurs contrats de swaps de taux d'intérêt comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable. Au 1er janvier 2007, conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3865, la juste valeur des swaps de taux d'intérêt de (0,5) million $ était comptabilisée à titre d'instrument financier dérivé et regroupée avec les crédits reportés au bilan en même temps qu'une entrée de sens inverse a été comptabilisée dans le cumul des autres éléments du résultat étendu (note 10). Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées.

Pour les trois mois et les six mois terminés le 30 juin 2007, des gains latents respectivement de 0,6 million $ (0,5 million $ après impôt) et 0,5 million $ (0,4 million $ après impôt) ont été comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu pour la composante efficace de la variation de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt désignés par Fortis Properties et BECOL comme couvertures de flux de trésorerie en même temps qu'une écriture de sens inverse a été comptabilisée dans les crédits reportés au bilan (note 10). Il n'y a eu aucune composante inefficace. Les montants constatés sont reclassés dans les frais financiers des périodes pendant lesquelles la variation des flux de trésorerie des éléments couverts a une incidence sur les frais financiers. La perte nette reclassée dans le résultat au cours des trois mois et des six mois terminés le 30 juin 2007 est négligeable. Une perte estimative de 0,1 million $ reportée dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au 30 juin 2007 devrait être reclassée dans le résultat au cours des 12 prochains mois.

Terasen Gas a désigné ses contrats de swaps de taux d'intérêt comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié aux instruments d'emprunt à taux variable. Toute variation de la juste valeur de ces swaps de taux d'intérêt, qu'ils soient ou non utilisés dans une relation de couverture admissible, est reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients en fonction des tarifs futurs. Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées.

La majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel de Terasen Gas sont assortis de taux variables au lieu de taux fixes; des swaps de prix et de gaz naturel sont donc utilisés pour bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel. Au 30 juin 2007, aucun des swaps sur gaz naturel n'a été désigné pour couvrir les contrats d'approvisionnement en gaz naturel. Néanmoins, toute variation de la juste valeur des swaps sur gaz naturel, qu'ils soient ou non utilisés dans une relation de couverture admissible, sera reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients en fonction des tarifs futurs. La juste valeur des swaps sur gaz naturel reflète les montants estimatifs que Terasen Gas devrait payer pour résilier les contrats au 30 juin 2007.

Au 1er janvier 2007, conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3865, les gains et les pertes reportés non amortis liés à la résiliation antérieure de swaps ont été reclassés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu (note 10). Une perte non amortie de 11 millions $ (7,4 millions $ après impôt) au 31 décembre 2006, liée à la résiliation antérieure d'un swap de taux d'intérêt, a été reclassée des charges reportées et autres actifs, et un gain non amorti de 2,8 millions $ (1,9 million $ après impôt) au 31 décembre 2006 lié à la résiliation antérieure d'un swap de devises à terme libellé en dollars américains a été reclassé des crédits reportés.

La Société avait auparavant désigné le swap de taux d'intérêt comme couverture du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable et désigné le swap de devises à terme libellé en dollars américains comme couverture du risque de change lié à la dette à long terme libellée en dollars américains. Ces soldes non amortis sont constatés dans les frais financiers au cours des périodes pendant lesquelles la variation des flux de trésorerie des éléments couverts initiaux a une incidence sur les frais financiers. Cette modification de traitement comptable n'a pas eu une incidence importante sur le bénéfice de la Société. Une perte nette de 0,2 million $ a été reclassée dans le résultat au cours des six mois terminés le 30 juin 2007. Une perte nette estimative de 0,4 million $ reportée dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au 30 juin 2007 devrait être reclassée dans le résultat au cours des 12 prochains mois.

Aucune modification importante n'a été apportée aux politiques de gestion du risque de la Société et aux couvertures existantes au 1er janvier 2007 en raison de l'adoption de ces nouvelles normes.

d. Modifications comptables

Avec prise d'effet le 1er janvier 2007, la Société a adopté le chapitre 1506 révisé, "Modifications comptables", qui porte sur les modifications de méthodes comptables, les changements d'estimations comptables et la correction d'erreurs.

En vertu du chapitre 1506 révisé, un changement volontaire de méthodes comptables n'est fait que s'il a pour résultat que les états financiers fournissent une information fiable et plus pertinente. Des informations additionnelles sont requises lorsque la Société n'a pas appliqué une nouvelle source première des PCGR du Canada qui a été publiée mais qui n'est pas encore en vigueur, de même que lorsque des changements sont apportés aux estimations comptables ou que des erreurs sont corrigées. L'adoption de cette norme révisée n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société pour les périodes de trois mois et de six mois terminée le 30 juin 2007.

e. Stocks

A compter du 1er janvier 2008, la Société adoptera le nouveau chapitre 3031, "Stocks". La norme exige que les stocks soient évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moindre des deux montants, interdit l'utilisation de la méthode du dernier entré, premier sorti pour l'établissement des coûts et exige que le montant de la dépréciation soit contrepassé lorsque des circonstances ayant auparavant entraîné la dépréciation des stocks en deçà du coût ne sont plus présentes. On prévoit que cette nouvelle norme n'aura pas une incidence importante sur le bénéfice de la Société.

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 hypothèses 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, ainsi que sur les montants des produits et des charges des périodes. Les estimations reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les filiales de 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 différer de manière importante des estimations actuelles. Ces estimations sont révisées de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés en résultat pour la période au cours de laquelle ils sont confirmés.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Au cours des périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007, il n'y a eu aucune modification importante dans la nature des estimations comptables critiques de la Société présentées dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Cependant, la portée des estimations comptables s'est élargie en raison de l'acquisition de Terasen.

5. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

Les actifs et passifs réglementaires à long terme et à court terme de la Société sont présentés ci-dessous. Une description de la nature de ces actifs et de ces passifs est fournie dans la note 4 afférente aux états financiers vérifiés annuels consolidés de la Société en plus des informations fournies dans la présente note.



Au Au
30 juin 31 décembre
(en millions) 2007 2006
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------
Comptes de stabilisation
tarifaire -- Terasen Gas i) 92,6 $ - $
Comptes de stabilisation tarifaire
-- services publics d'électricité ii) 11,6 11,6
Report des charges de l'AESO 20,3 12,5
Actif d'impôt municipal 7,8 7,2
Divers 11,1 4,4
-------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à court terme 143,4 $ 35,7 $
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------

Actif réglementaire lié aux avantages
complémentaires de retraite 54,5 $ 36,4 $
Comptes de stabilisation tarifaire
-- services publics de gaz naturel i) 34,4 -
Comptes de stabilisation tarifaire
-- services publics d'électricité ii) 30,2 32,3
Report des charges de l'AESO 25,3 27,0
Compte de normalisation des
effets climatiques 12,7 11,8
Amortissement reporté des
immobilisations réglementaires 9,0 5,8
Coût de gestion de l'énergie 6,2 6,0
Nouvelle cotisation de l'impôt
de Southern Crossing Pipeline iii) 6,1 -
Charges locatives 4,7 4,4
Divers 25,6 9,3
-------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 208,7 $ 133,0 $
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------

Passif d'impôt municipal 7,2 $ 11,3 $
Compte de stabilisation tarifaire
-- services publics d'électricité ii) - 3,0
Report de produits au titre de la
réduction de tarifs de 2006 2,1 4,2
Divers 4,9 7,9
-------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à court terme 14,2 $ 26,4 $
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------

Provision réglementaire pour
coûts futurs d'enlèvement et de
remise en état des lieux 315,3 $ 306,5 $
Passif au titre des produits non facturés 23,7 24,6
ETR du mécanisme de partage des bénéfices 11,6 -
Divers 17,1 7,8
-------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 367,7 $ 338,9 $
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------


i) Les comptes de stabilisation tarifaire de Terasen Gas sont amortis et recouvrés à même le tarif imposé à la clientèle tel qu'il est approuvé par la BCUC. Les comptes de stabilisation tarifaire atténuent l'effet de facteurs imprévisibles et non contrôlables sur les gains, notamment la volatilité des volumes causée principalement par les conditions météorologiques et la volatilité des cours du gaz naturel. TGI utilise un mécanisme de rajustement pour la stabilisation des produits ("MRSP") qui saisit les écarts entre les prévisions et la consommation réelle de gaz naturel par les clients résidentiels et commerciaux.

De plus, un compte de redressement du coût des marchandises ("CRCM") et un compte de redressement du coût des activités médianes ("CRCAM") saisissent les écarts entre les coûts réels du gaz naturel et les coûts prévus tels qu'ils sont recouvrés en fonction des tarifs de base. Le CRCAM saisit les écarts de coût du gaz applicable à tous les clients tandis que le CRCM saisit les écarts applicables à tous les clients résidentiels et certains clients industriels pour lesquels Terasen Gas doit s'approvisionner en gaz.

TGVI utilise un compte de variation des coûts du gaz ("CVCG") qui atténue l'incidence de la volatilité du coût du gaz naturel sur ses bénéfices. TGVI maintient aussi un compte de report de l'insuffisance des produits ("CRIP") dans le but d'accumuler les coûts non recouvrés liés à la prestation de services aux clients ou de prélever des coûts lorsque le bénéfice dépasse le rendement autorisé établi par la BCUC. Le montant du CRIP représente le cumul de l'excédent du bénéfice autorisé sur les bénéfices réalisés avant 2003 qui doit être recouvré en fonction des tarifs futurs. Sur une base annuelle, le CRIP a diminué car les bénéfices obtenus ont dépassé le RAO autorisé.

Le montant du MRSP devait être recouvré par le biais des tarifs sur une période de trois ans et le total du solde impayé devrait s'établir à 27,2 millions $ au 30 juin 2007. Le recouvrement du solde du MRSP dépend des tarifs approuvés chaque année et des volumes de consommation réelle de gaz. Les montants du CRCAM, du CRCM et du CVCG devraient être recouvrés en totalité dans les 12 prochains mois.

ii) Le montant des comptes de stabilisation tarifaire liés aux services publics d'électricité réglementés de la Société sont recouvrés ou refinancés par le biais des tarifs de la clientèle tel qu'il est approuvé par les organismes réglementaires respectifs. Les comptes de stabilisation tarifaire visent principalement à atténuer l'effet de la variabilité du coût du carburant ou de l'approvisionnement énergétique et, aussi, dans le cas de Belize Electricity, sont utilisés pour reporter et recouvrer auprès des clients les dépenses liées aux dommages causés par les ouragans et les coûts de recouvrement. La période de recouvrement des comptes de stabilisation tarifaire est variable et assujettie à une vérification régulière par les organismes réglementaires respectifs.

iii) Le report de la nouvelle cotisation d'impôt pour le pipeline Southern Crossing est lié à une taxe additionnelle établie par la British Columbia Social Services Tax et à l'égard de laquelle Terasen Gas a interjeté appel. Dans l'attente du règlement de sa procédure d'appel, Terasen Gas a effectué un paiement de 10 millions $ en signe de bonne foi afin de devancer une ordonnance de la province de la Colombie-Britannique ("Province de la C.-B.") exigeant le paiement intégral ou une garantie. En avril 2007, Terasen Gas a reçu un remboursement de 4 millions $ sur le dépôt, et a comptabilisé à titre de report d'actif réglementaire à long terme le solde du dépôt de 6,1 millions $ (incluant les intérêts). Selon le règlement de l'affaire, Terasen Gas obtiendra le remboursement du solde ou transmettra les coûts aux clients par le biais des tarifs futurs (note 16).



6. FACILITES DE CREDIT

Au 30 juin 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit
consolidées autorisées de 2 202,7 millions $, dont 1 034,8 millions $
étaient inutilisées. Les facilités de crédit de la Société, étaient les
suivantes :

Total au
Facilités de Siège Services Total au 31
crédit social publics Fortis 30 juin décembre
(en millions) et autres réglementés Properties 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 695,0 $ 1 495,2 $ 12,5 $ 2 202,7 $ 952,0 $
Facilités de crédit
utilisées
Emprunts à
court terme (3,2) (299,5) (3,4) (306,1) (97,7)
Dette à long
terme (note 7) (298,0) (388,8) - (686,8) (235,5)
Lettres de crédit
en cours (81,0) (93,6) (0,4) (175,0) (72,1)
-------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 312,8 $ 713,3 $ 8,7 $ 1 034,8 $ 546,7 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au 30 juin 2007 et au 31 décembre 2006, certains emprunts en vertu des facilités de crédit de la Société et de ses filiales ont été classés comme dettes à long terme. Ces emprunts sont contractés en vertu de facilités de crédit à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Siège social et autres

Au 30 juin 2007, Terasen avait une facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 180 millions $ venant à échéance en mai 2009. Le montant de cette facilité de crédit qui s'établissait à 450 millions $ a été réduit le 1er juin 2007 et est affecté aux besoins généraux de la Société. Le 18 juillet 2007, Terasen a réduit de nouveau le montant de cette facilité pour le ramener à 100 millions $. Terasen a des lettres de crédit en cours qui comprennent un montant de 74,1 millions $ liés à son ancienne entreprise de transport de pétrole et sont garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

Le 14 mai 2007, Fortis a annulé sa facilité de crédit à vue renouvelable non garantie de 50 millions $ et a renégocié et modifié sa facilité de crédit non garantie consentie de 250 millions $, prolongeant la date d'échéance en mai 2012 et augmentant le montant disponible à 500 millions $ avec la possibilité d'en augmenter le montant total à 600 millions $. Aussi, le 14 mai 2007, Fortis a résilié une entente sur la facilité de crédit d'acquisition de 1,43 milliard $ avec la Banque Canadienne Impériale de Commerce qui avait été établie pour financer, au besoin, le prix d'acquisition au comptant intégral de Terasen. Aucuns fonds n'ont été prélevés sur cette facilité de crédit.

Services publics réglementés

Au 30 juin 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 500 millions $, venant à échéance en juin 2009 et TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 350 millions $, venant à échéance en juin 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit non renouvelable consentie non garantie de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit sera utilisée pour le refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des cotisations gouvernementales non porteuses d'intérêts.

En mai 2007, FortisAlberta a résilié l'une de ses facilités de crédit à vue non garanties de 10 millions $ et prolongé, de mai 2010 à mai 2012, la date d'échéance de sa facilité de crédit consentie non garantie de 200 millions $.

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 50 millions $, prolongeant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010 et a, de plus, la possibilité d'augmenter le montant de la facilité de crédit d'un montant additionnel maximal de 50 millions $.

En mars 2007, la facilité de crédit non garantie non renouvelable de Maritime Electric a été portée de 25 millions $ à 30 millions $.

Le 27 novembre 2006, Caribbean Utilities a renégocié ses facilités de crédit, faisant passer de 10 millions $ US à 17 millions $ US sa ligne de crédit pour les dépenses en immobilisations et de 5 millions $ US à 7,5 millions $ US sa marge de crédit d'exploitation et son prêt de soutien en cas de catastrophes.

Fortis Generation

Au cours du premier trimestre de 2007, les facilités de crédit de Fortis Generation de 2 millions $ US ont été résiliées et, au moment du regroupement de PLP avec FortisBC, les facilités de crédit de PLP de 5,4 millions $ ont été résiliées.

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



Au Au
30 juin 31 décembre
(en millions) 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de
location-acquisition 4 285,8 $ 2 407,7 $
Classement à long terme
des facilités de crédit (note 6) 686,8 235,5
Frais de financement
de la dette reportés (note 3) (29,5) -
---------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme
et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition 4 943,1 2 643,2
Moins : versements à court terme
au titre de la dette à
long terme et des obligations
liées aux contrats de
location-acquisition (513,5) (84,8)
---------------------------------------------------------------------
4 429,6 $ 2 558,4 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


A l'acquisition de Terasen le 17 mai 2007, la Société a pris en charge des emprunts à court terme de 277,2 millions $, ainsi qu'une dette à long terme et des obligations liées à des contrats de location-acquisition de 2,08 milliards $ (note 14).

Le 3 janvier 2007, FortisAlberta a clôturé un placement de débentures non garanties de premier rang de 110 millions $. Les débentures portent intérêt au taux annuel de 4,99 %, les intérêts devant être versés semestriellement, et viennent à échéance le 3 janvier 2047.

Au cours du deuxième trimestre, Caribbean Utilities a clôturé la première tranche de 30 millions $ US d'un placement de billets non garanti de premier rang à 5,65 % de 40 millions $. Les billets non garantis de premier rang viennent à échéance le 1er juin 2022 et la seconde tranche de 10 millions $ US sera clôturée en décembre 2007.




-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
8. ACTIONS ORDINAIRES

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

30 juin 2007 31 décembre 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
a. Emises et en Nombre Montant Nombre Montant
circulation d'actions (en millions) d'actions (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Actions
ordinaires 154 045 903 2 103,4 $ 104 091 542 829,0 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

Trimestre terminé le 30 Cumul annuel au
juin 2007 30 juin 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
d'actions (en millions) d'actions (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Solde
d'ouverture 109 554 402 980,1 $ 104 091 542 829,0 $
Appel public
à l'épargne - - 5 170 000 145,7
Appel public
à l'épargne
-- Conversion
de reçus de
souscription 44 275 000 1 118,7 44 275 000 1 118,7
Conversion de
débentures - - 117 038 1,3
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 20 601 0,6 42 028 1,2
Régime de
réinvesti-
ssement des
dividendes 51 286 1,4 99 137 2,7
Régime d'achat
d'actions des
employés 26 649 0,8 91 367 2,5
Régimes
d'options sur
actions 117 965 1,8 159 791 2,3
-------------------------------------------------------------------------
Solde de
clôture 154 045 903 2 103,4 $ 154 045 903 2 103,4 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Le 18 janvier 2007, Fortis a émis 5 170 000 actions ordinaires à 29,00 $ l'action ordinaire. Cette émission d'actions ordinaires a dégagé un produit brut de 149,9 millions $, ou environ 145,7 millions $ déduction faite des frais après impôts.

Le 21 mars 2007, les porteurs des débentures convertibles subordonnées non garanties à 6,75 % de la Société ont converti en 117 038 actions ordinaires de la Société une tranche d'environ 1,1 million $ US des débentures de 10 millions $ US de la Société.

Le 15 mars 2007, en vue de financer une partie importante de l'acquisition de Terasen, la Société a vendu 44 275 000 reçus de souscription à un coût unitaire de 26 $ pour un produit brut approximatif de 1,15 milliard $. Le 17 mai 2007, après la clôture de l'acquisition de Terasen, les reçus de souscription ont été annulés et automatiquement échangés contre un nombre équivalent d'action ordinaire de Fortis sans contrepartie additionnelle et un paiement en espèces de 0,21 $ par action ordinaire, correspondant au montant des dividendes déclarés par Fortis sur ses actions ordinaires aux porteurs inscrits pendant la période du 15 mars 2007 au 17 mai 2007. Le produit net tiré de la conversion des reçus de souscription par la Société s'est établi à environ 1,12 milliard $, déduction faite des charges après impôts.

Au 30 juin 2007, 10 566 583 actions ordinaires demeuraient réservées pour émission aux termes des régimes d'achat d'actions, de réinvestissement des dividendes et d'options sur actions.

b. Résultat par action ordinaire

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Pour les trimestres terminés les 30 juin 2007 et 2006, le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était respectivement de 131,1 millions et 103,4 millions et le cumul annuel du nombre moyen pondéré des actions ordinaires en circulation était respectivement de 120,2 millions et 103,4 millions.

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 :
Trimestre terminé les 30 juin
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen Résultat moyen Résultat
pondéré par pondéré par
Bénéfice d'actions action Bénéfice d'actions action
(en (en ordi- (en (en ordi-
millions) millions) naire millions) millions) naire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 41,5 $ 37,9 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions
en circulation 131,1 103,4
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de
base par action
ordinaire 0,31 $ 0,37 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des
titres
dilutifs :
Reçus de
souscription - 22,9 - -
Options sur
actions - 1,4 - 1,3
Actions
privilégiées 4,2 11,4 4,2 14,1
Débentures
convertibles 0,7 3,2 0,3 1,9
-------------------------------------------------------------------------

Résultat dilué
par action
ordinaire 46,4 $ 170,0 0,27 $ 42,4 $ 120,7 0,35 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Cumul annuel aux 30 juin
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen Résultat moyen Résultat
pondéré par pondéré par
Bénéfice d'actions action Bénéfice d'actions action
(en (en ordi- (en (en ordi-
millions) millions) naire millions) millions) naire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
Attribuable
aux actions
ordinaires 83,0 $ 74,5 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions
en circulation 120,2 103,4
------------------------------------------------------------------------
Résultat de
base par
action
ordinaire 0,69 $ 0,72 $
------------------------------------------------------------------------
Incidence des
titres
dilutifs :
Reçus de
souscription - 15,7 - -
Options sur
actions - 1,4 - 1,3
Actions
privilégiées 8,3 11,5 8,3 14,1
Débentures
convertibles 1,6 3,2 0,5 1,9
Résultat dilué
par action
ordinaire 92,9 $ 152,0 0,61 $ 83,3 $ 120,7 0,69 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


9. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

Options sur actions

La Société est autorisée à attribuer à certains cadres et employés clés de Fortis et de ses filiales des options visant l'achat d'actions ordinaires de la Société. Au 30 juin 2007, la Société offrait les régimes d'options sur actions suivants : le régime d'options sur actions de 2006 ("régime de 2006"), le régime d'options sur actions de 2002 ("régime de 2002") et le régime d'options sur actions des cadres. Le régime de 2002 a été adopté à l'assemblée générale annuelle et extraordinaire du 15 mai 2002, afin de remplacer le régime d'options sur actions des cadres et l'ancien régime d'options sur actions des administrateurs. Le régime d'options sur actions des cadres prendra fin lorsque toutes les options en cours auront été exercées, ou viendra à échéance au plus tard en 2011. Le régime de 2006 a été approuvé à l'assemblée annuelle du 2 mai 2006, au cours de laquelle des sujets spéciaux ont été traités. Le régime de 2006 remplacera éventuellement le régime de 2002. Le régime de 2002 cessera d'exister lorsque la totalité des options en cours auront été exercées ou seront arrivées à échéance d'ici 2016. La Société a cessé d'attribuer des options dans le cadre du régime d'options sur actions des cadres et du régime de 2002 et toutes les nouvelles options qui seront attribuées par Fortis le seront dans le cadre du régime de 2006. Les options attribuées dans le cadre du régime de 2006 auront une durée maximale de sept ans, soit une durée moindre que celle de dix ans prévue dans le cadre du régime de 2002, et viendront à échéance au plus tard trois ans après la cessation d'emploi, le décès ou la retraite du titulaire de l'option. Les administrateurs ne sont pas admissibles aux attributions d'options en vertu du régime de 2006. En 2006, la Société a remplacé la composante capitaux propres de la rémunération annuelle des administrateurs par des unités d'actions à dividende différé ("UAD").



Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 2007 30 juin 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Prix Prix
d'exercice d'exercice
Nombre moyens Nombre moyens
d'options pondérés d'options pondérés
-------------------------------------------------------------------------
Options en cours au
début de la période 3 508 229 16,16 $ 3 550 055 16,11 $
Attribuées 617 968 28,19 $ 617 968 28,19 $
Annulées - - $ - - $
Exercées (117 965) 13,46 $ (159 791) 13,17 $
-------------------------------------------------------------------------
Options en cours à la
fin de la période 4 008 232 18,09 $ 4 008 232 18,09 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Voici des détails quant aux
options sur actions en
cours au Nombre Prix Date
30 juin 2007 : d'options d'exercice d'échéance
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
194 563 9,57 $ 2011
430 457 12,03 $ 2012
613 094 12,81 $ 2013
651 492 15,28 $ 2014
12 000 15,23 $ 2014
67 440 14,55 $ 2014
732 717 18,40 $ 2015
28 000 18,11 $ 2015
33 740 20,82 $ 2015
626 761 22,94 $ 2016
617 968 28,19 $ 2014
-------------------------------------------------------------------------
4 008 232
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Voici des détails quant aux
options sur actions comportant Nombre Prix Date
des droits acquis au 30 juin 2007 : d'options d'exercice d'échéance
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
194 563 9,57 $ 2011
430 457 12,03 $ 2012
613 094 12,81 $ 2013
480 560 15,28 $ 2014
9 000 15,23 $ 2014
28 350 14,55 $ 2014
357 247 18,40 $ 2015
14 000 18,11 $ 2015
8 435 20,82 $ 2015
156 672 22,94 $ 2016
-------------------------------------------------------------------------
2 292 378
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Le prix d'exercice moyen pondéré des options sur actions comportant des droits acquis au 30 juin 2007 était de 14,56 $.

Le 7 mai 2007, la Société a attribué 617 968 options d'achat d'actions ordinaires en vertu de son régime de 2006 au cours moyen pondéré basé sur le volume sur une période de cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution de 28,19 $. Ces options sont acquises en proportions égales sur une période de quatre ans, à chaque anniversaire de l'attribution. Les options viennent à échéance sept ans après la date d'attribution. La juste valeur marchande des options attribuées était de 4,40 $ l'option.

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



7 mai 2007
-------------------------------------------------------------------------
Rendement de l'action (%) 3,06
Volatilité prévue (%) 18,9
Taux d'intérêt sans risque (%) 4,18
Durée de vie moyenne pondérée prévue (années) 4,5


La Société comptabilise une charge de rémunération à l'émission des options d'achat d'actions en vertu des régimes de 2002 et 2006. La charge de rémunération est amortie sur la période d'acquisition des options attribuées de quatre ans selon la méthode de la juste valeur. Selon la méthode de la juste valeur, des frais de rémunération respectivement de 0,5 million $ et 1,1 million $ ont été comptabilisés pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007 (respectivement 0,4 million $ et 0,8 million $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2006).

Régime d'UAD des administrateurs

En 2004, la Société a mis en place le régime d'UAD des administrateurs à titre de véhicule optionnel à l'intention des administrateurs pour qu'ils puissent choisir de recevoir leurs honoraires annuels sous forme de crédit porté à un compte fictif d'UAD au lieu d'un paiement au comptant. La Société peut aussi juger, de temps à autre, que des circonstances spéciales justifient raisonnablement l'attribution d'UAD à un administrateur en plus des honoraires annuels ou réguliers auxquels l'administrateur a droit. En outre, parallèlement à l'approbation du régime d'options sur actions de 2006 en vertu duquel les administrateurs ne sont plus admissibles à l'attribution d'options sur actions, les administrateurs qui ne sont pas des dirigeants de la Société sont devenus admissibles à l'attribution d'UAD représentant la composante capitaux propres de la rémunération annuelle des administrateurs.

Chaque UAD correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur des actions ordinaires de la Société. Pour les administrateurs qui ont choisi de recevoir des UAD au lieu de paiements au comptant pour leurs honoraires annuels, les UAD sont créditées le 1(er) janvier de chaque année en divisant les honoraires annuels totaux applicables par la moyenne quotidienne des cours extrêmes d'un lot régulier d'actions ordinaires pour les cinq derniers jours de négociation précédant immédiatement la date d'attribution d'UAD.

L'attribution annuelle d'UAD, qui comprend la composante capitaux propres de la rémunération annuelle des administrateurs, est créditée à la date d'attribution pour un montant égal à la moyenne quotidienne des cours extrêmes d'un lot régulier d'actions ordinaires pour les cinq derniers jours de négociation précédant immédiatement la date d'attribution d'UAD. Des dividendes fictifs sont réputés s'accumuler au profit du détenteur et réinvestis aux dates de paiements trimestriels des dividendes sur les actions ordinaires de la Société. Au moment de son départ du conseil d'administration, un administrateur participant au régime d'UAD des administrateurs recevra un paiement au comptant égal au nombre d'UAD créditées à son compte fictif multiplié par la moyenne quotidienne des cours extrêmes d'un lot régulier d'actions ordinaires de la Société pour les cinq derniers jours de négociation précédant immédiatement la date du paiement.



Trimestre terminé le Cumul annuel au
Nombre d'UAD 30 juin 2007 30 juin 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
UAD en cours au début de la période 55 952 46 959
Attribuées 12 259 20 859
Attribués -- dividendes fictifs réinvestis 412 805
UAD rachetées - -
-------------------------------------------------------------------------
UAD en cours à la fin de la période 68 623 68 623
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007, des charges respectivement de néant et 0,2 million $ ont été comptabilisées à l'égard du régime d'UAD des administrateurs (respectivement 0,1 million $ et 0,2 million $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2006).

Régime d'unités d'actions temporairement incessibles ("UAI")

En 2004, la Société a mis en place le régime d'UAI qui est inclus à titre de composante des incitatifs à long terme attribués uniquement au président-directeur général de la Société. Chaque UAI représente une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur des actions ordinaires de la Société. Des dividendes fictifs sont réputés s'accumuler au profit du détenteur et réinvestis aux dates de paiements trimestriels des dividendes sur les actions ordinaires de la Société. La durée jusqu'à l'échéance des UAI est de trois ans à compter de la date d'attribution, et un paiement au comptant est alors versé au président-directeur général, fondé sur le nombre d'UAI en cours multiplié par la moyenne quotidienne des cours extrêmes d'un lot régulier d'actions ordinaires de la Société pour les cinq derniers jours de négociation précédant immédiatement la date du paiement.



Trimestre terminé le Cumul annuel au
Nombre d'UAI 30 juin 2007 30 juin 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
UAI en cours au début de la période 67 318 66 845
Attribuées 19 570 19 570
Attribués - Dividendes fictifs réinvestis 343 816
UAI rachetées (20 683) (20 683)
-------------------------------------------------------------------------
UAI en cours à la fin de la période 66 548 66 548
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


En mai 2007, 20 683 UAI ont été versées au président-directeur général à raison de 28,01 $ par UAI pour un total de 0,6 million $ environ. Le versement a été effectué à l'échéance de la période de trois ans pour l'attribution des UAI qui a été faite le 11 mai 2004, et le président-directeur général a respecté tous les critères de paiement.

Pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007, des frais respectivement de 0,1 million $ et 0,2 million $ ont été comptabilisés par rapport au régime d'UAI (respectivement 0,1 million $ et 0,2 million $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2006).

10. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

Le cumul des autres éléments du résultat étendu comprend les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture, les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie et les gains et les pertes relatifs aux activités de couverture résiliées, comme il est analysé à la note 3.



Trimestre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Solde Solde de
d'ouverture Variation clôture
(en millions) 31 mars 2007 nette 30 juin
2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Pertes de change latentes,
déduction faite des activités
de couverture (54,6)$ (20,8)$ (75,4)$
(Pertes) gains sur instruments
dérivés désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts (0,6) 0,5 (0,1)
Pertes nettes sur instruments dérivés
antérieurement abandonnés à titre de
couvertures de flux de trésorerie,
après impôts (5,3) - (5,3)
-------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat
étendu (60,5)$ (20,3)$ (80,8)$
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Solde Montant Solde de
d'ouverture transitoire Variation clôture
(en millions) 1er janvier 1er janvier nette 30 juin
2007 2007 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes, déduction
faite des activités de
couverture (51,5)$ - $ (23,9)$ (75,4)$
(Pertes) gains sur
instruments dérivés
désignés comme
couvertures de flux
de trésorerie, après
impôts - (0,5) 0,4 (0,1)
Pertes nettes (gains
nets) sur instruments
dérivés antérieurement
abandonnés à titre de
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts - (5,5) 0,2 (5,3)
-------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments
du résultat étendu (51,5)$ (6,0)$ (23,3)$ (80,8)$
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


11. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et ses filiales maintiennent chacune un régime ou une combinaison de régimes de retraite à prestations déterminées, de régimes de retraite à cotisations déterminées et de régimes enregistrés d'épargne- retraite ("REER") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des régimes à prestations déterminées a été respectivement de 6,7 millions $ et 12,0 millions $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007 (respectivement 4,1 millions $ et 9,5 millions $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2006). Pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2007, les coûts liés au régime de retraite à prestations déterminées et au REER collectif ont été respectivement de 1,1 million $ et 2,2 millions $ (respectivement 0,7 million $ et 1,6 million $ pour les périodes de trois mois et de six mois terminées le 30 juin 2006).

12. FRAIS FINANCIERS



Trimestre terminé le Cumul annuel aux
30 juin 30 juin
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(en millions) 2007 2006 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Intérêts -- Dette à long terme
et obligations liées aux
contrats de location-acquisition 60,4 $ 38,0 $ 103,7 $ 75,6 $
-- Emprunts à court terme 4,9 1,3 7,2 3,0
Intérêts attribués à la
construction (1,7) (1,0) (3,0) (2,1)
Intérêts gagnés (1,0) (1,1) (1,8) (2,1)
Perte (gain) de change latent(e)
sur la dette à long terme 0,2 (1,7) 0,2 (1,4)
Dividendes sur actions privilégiées 4,2 4,2 8,3 8,3
-------------------------------------------------------------------------
67,0 $ 39,7 $ 114,6 $ 81,3 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


13. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

Les impôts des sociétés diffèrent du montant d'imposition canadiens, fédéraux et provinciaux prévus tableau qui suit présente un rapprochement du taux d'imposition consolidé effectif :



Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 juin 30 juin
(%) (%)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition prévu par la loi 35,0 35,5 35,0 35,2
Dividendes sur actions privilégiées 2,8 3,6 2,9 3,2
Impôts des grandes sociétés - (2,0) - 0,4
Ecarts entre les taux canadiens
prévus par la loi et ceux
applicables aux filiales
étrangères (8,1) (6,1) (6,7) (4,6)
Eléments capitalisés aux fins
comptables mais passés en
charges aux fins fiscales (19,1) (17,8) (15,8) (13,2)
Autres écarts temporaires 1,5 (3,7) (3,0) (1,4)
Incidence de la réduction des
taux d'imposition sur les
soldes d'impôts futurs - (5,0) - (3,5)
Modification de la convention
de constatation des produits
de Newfoundland Power 0,9 1,0 1,1 1,1
Nouvelle cotisation fiscale
chez Maritime Electric - 1,9 - 1,7
Coûts des régimes de retraite (0,8) (0,7) (0,8) (0,8)
Divers (0,7) (1,0) (0,2) (0,6)
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition effectif 11,5 5,7 12,5 17,5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


14. ACQUISITION D'ENTREPRISE

Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de Terasen moyennant une contrepartie globale de 3,7 milliards $ environ. Le prix d'acquisition au comptant net d'environ 1,26 milliard $, y compris les coûts d'acquisition, a été financé en grande partie par l'émission d'actions ordinaires et le solde du prix d'achat au comptant de 125 millions $ a été financé, sur une base provisoire, par des prélèvements sur les facilités de crédit consenties de la Société.

Terasen possède et exploite l'entreprise de distribution de gaz naturel de Terasen Gas. Terasen Gas est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 900 000 clients, ou 95 % des utilisateurs de gaz naturel de la province.

L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'acquisition, d'après laquelle les résultats consolidés de Terasen ont été inclus dans les états financiers consolidés de Fortis, à compter du 17 mai 2007. Les résultats financiers de Terasen Gas ont été inclus dans le secteur Services publics réglementés de distribution de gaz au Canada tandis que les résultats financiers des activités non réglementées liées au siège social de Terasen, y compris la participation de 30 % de Terasen dans les activités non réglementées de CWP, ont été inclus dans le secteur Siège social et autres. Les activités de Terasen Gas sont réglementées selon le coût du service traditionnel. Le calcul des produits et du bénéfice est fondé sur des taux de rendement réglementés appliqués aux valeurs historiques et il ne change pas en fonction d'un changement de propriétaire. Ainsi, pour relativement tous les actifs et passifs particuliers associés à Terasen Gas, y compris les actifs incorporels, aucun rajustement à la juste valeur du marché n'a été comptabilisé comme composante du prix d'achat puisque tous les avantages et obligations économiques qui leur sont liés et qui excèdent les taux de rendement réglementaires sont transférés à la clientèle. Ainsi, la valeur comptable de la quasi-totalité des actifs et des passifs de Terasen Gas a été présentée comme juste valeur aux fins de la répartition du prix d'achat. Presque tous les rajustements à la juste valeur du marché ont été comptabilisés comme des éléments de la répartition du prix d'achat associé aux activités non réglementés de Terasen et aux investissements non réglementés.

Le tableau suivant résume la juste valeur estimative préliminaire des actifs acquis et des passifs pris en charge à la date de l'acquisition. La répartition du prix d'achat peut être assujettie à des modifications au moment de l'évaluation d'une juste valeur finale. Le montant du prix d'achat attribué à l'écart d'acquisition est entièrement lié aux activités réglementées de distribution de gaz naturel de Terasen Gas.



(en millions) Total
-------------------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux actifs nets :
Immobilisations de services publics 2 778,0 $
Actif à court terme 353,7
Ecart d'acquisition 906,7
Actifs réglementaires à long terme 69,3
Autres actifs 43,5
Passif à court terme (350,5)
Dette à court terme prise en charge (277,2)
Dette à long terme prise en charge (y compris la tranche
échéant à moins d'un an) (note 7) (2 075,4)
Passifs réglementaires à long terme (29,4)
Autres passifs (165,8)
-------------------------------------------------------------------------
1 252,9
Liquidités 3,4
-------------------------------------------------------------------------
1 256,3 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


15. INFORMATION SECTORIELLE

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


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
-------------------------------------------------------------------------
Services
publics
Trimestre de gaz
terminé Services publics d'électricité
-------------------------------------------------------------------------
Terasen
(en millions Gas -
de dollars) Canada 1 Fortis Fortis NF Autres Total Total
30 juin 2007 Alberta BC Power Canada 2 Canada Caraïbes 3
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 129,6 68,7 51,6 114,7 65,3 300,3 74,4
Coûts
d'approvision-
nement
énergétique 72,9 - 13,2 73,9 43,1 130,2 41,0
Charges
d'exploitation 27,7 30,5 16,9 12,6 7,3 67,3 11,4
Amortisssement 11,6 18,6 7,7 8,5 4,2 39,0 6,9
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 17,4 19,6 13,8 19,7 10,7 63,8 15,1
Frais financiers 15,2 8,8 6,1 8,2 4,2 27,3 3,7
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 0,6 (4,7) 1,2 3,3 2,5 2,3 0,4
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,2 - 0,2 3,4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 1,6 15,5 6,5 8,0 4,0 34,0 7,6
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 1,6 15,5 6,5 8,0 4,0 34,0 7,6
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 906,7 227,0 220,7 - 62,8 510,5 136,4
Actifs
identifiables 3 365,6 1 230,2 850,6 947,6 455,8 3 484,2 651,5
-------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 272,3 1 457,2 1 071,3 947,6 518,6 3 994,7 787,9
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
Immobili-
sations,
montant brut 13,7 73,6 40,5 19,2 9,2 142,5 28,8
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


ACTIVITES NON REGLEMENTEES
-------------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé
-------------------------------------------------------------------------
(en millions Siège Elimination
de dollars) Fortis Fortis social inter-
30 juin 2007 Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 17,6 47,2 4,4 (7,6) 565,9
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 1,7 - - (3,3) 242,5
Charges
d'exploitation 3,5 29,4 1,0 (1,5) 138,8
Amortisssement 2,8 3,1 1,3 - 64,7
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 9,6 14,7 2,1 (2,8) 119,9
Frais financiers 2,4 5,7 15,5 (2,8) 67,0
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 2,1 3,0 (2,3) - 6,1
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 - (0,1) - 3,7
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 4,9 6,0 (11,0) - 43,1
Dividendes sur
actions
Privilégiées - - 1,6 - 1,6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 4,9 6,0 (12,6) - 41,5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 553,6
Actifs
identifiables 236,3 491,8 67,0 (18,9) 8 277,5
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 236,3 491,8 67,0 (18,9) 9 831,1
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 7,5 2,4 0,2 - 195,1
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
-------------------------------------------------------------------------
Services
publics
Trimestre de gaz
terminé Services publics d'électricité
-------------------------------------------------------------------------
Terasen
(en millions Gas -
de dollars) Canada 1 Fortis Fortis NF Autres Total Total
30 juin 2006 Alberta BC Power Canada 2 Canada Caraïbes 3
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation - 58,6 45,8 97,3 62,1 263,8 22,7
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - - - 2,1
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique - - 13,9 57,7 42,0 113,6 13,4
Charges
d'exploitation - 26,9 16,0 12,5 7,2 62,6 2,7
Amortissement - 18,5 6,5 7,9 3,9 36,8 1,4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation - 13,2 9,4 19,2 9,0 50,8 7,3
Frais financiers - 7,5 5,7 8,0 3,9 25,1 1,6
Gain sur la vente
de bien productif - - - - - - -
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) - (5,6) 0,3 3,0 2,4 0,1 0,3
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,2 - 0,2 1,0
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires - 11,3 3,4 8,0 2,7 25,4 4,4
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - 228,6 220,7 - 62,8 512,1 -
Actifs
Identifiables - 1 013,3 747,5 894,9 419,3 3 075,0 212,8
Actifs des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - - - 166,7
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif - 1 241,9 968,2 894,9 482,1 3 587,1 379,5
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut - 61,5 22,6 15,0 6,7 105,8 3,3
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


ACTIVITES NON REGLEMENTEES
-------------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé
-------------------------------------------------------------------------
(en millions Siège Elimination
de dollars) Fortis Fortis social inter-
30 juin 2006 Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 20,5 42,0 2,2 (7,4) 343,8
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - 2,1
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 1,4 - - (4,1) 124,3
Charges
d'exploitation 3,9 26,3 3,2 (1,1) 97,6
Amortissement 2,6 2,9 0,8 - 44,5
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 12,6 12,8 (1,8) (2,2) 79,5
Frais financiers 2,5 5,0 7,7 (2,2) 39,7
Gain sur la vente
de bien productif - (2,1) - (2,1)
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2,9 1,8 (2,7) - 2,4
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,5 - (0,1) - 1,6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 6,7 8,1 (6,7) - 37,9
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 512,1
Actifs
Identifiables 242,9 436,9 40,0 (15,9) 3 991,7
Actifs des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - 166,7
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 242,9 436,9 40,0 (15,9) 4 670,5
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 1,7 5,2 0,7 - 116,7
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

1 L'acquisition de Terasen Gas s'est réalisée le 17 mai 2007.
2 Comprend Maritime Electric et FortisOntario
3 Comprend Belize Electricity, Fortis Turks and Caicos et Caribbean
Utilities dans l'île Grand Caïman



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
-------------------------------------------------------------------------
Services
publics
Cumul annuel de gaz Services publics d'électricité
-------------------------------------------------------------------------
Terasen
(en millions Gas -
de dollars) Canada 1 Fortis Fortis NF Autres Total Total
30 juin 2007 Alberta BC Power Canada 2 Canada Caraïbes 3
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 129,6 132,0 115,2 269,1 135,0 651,3 151,4
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 72,9 - 33,3 180,0 91,4 304,7 84,7
Charges
d'exploitation 27,7 59,4 32,9 26,8 14,0 133,1 28,2
Amortissement 11,6 36,6 15,5 18,8 8,3 79,2 14,2
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 17,4 36,0 33,5 43,5 21,3 134,3 24,3
Frais financiers 15,2 17,4 12,2 16,5 8,4 54,5 7,5
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 0,6 (8,8) 3,1 8,2 5,0 7,5 0,8
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,3 - 0,3 4,3
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 1,6 27,4 18,2 18,5 7,9 72,0 11,7
Dividendes sur
Actions
privilégiées - - - - - - -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 1,6 27,4 18,2 18,5 7,9 72,0 11,7
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 906,7 227,0 220,7 - 62,8 510,5 136,4
Actifs
identifiables 3 365,6 1 230,2 850,6 947,6 455,8 3 484,2 651,5
-------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 272,3 1 457,2 1 071,3 947,6 518,6 3 994,7 787,9
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses
en immobili-
sations,
montant brut 13,7 138,6 71,8 31,7 15,9 258,0 46,6
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


ACTIVITES NON REGLEMENTEES
-------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel
-------------------------------------------------------------------------
(en millions Siège Elimination
de dollars) Fortis Fortis social inter-
30 juin 2007 Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 38,8 87,3 7,8 (17,3) 1 048,9
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 3,8 - - (9,0) 457,1
Charges
d'exploitation 7,6 57,5 3,1 (2,9) 254,3
Amortissement 5,4 6,4 2,0 - 118,8
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 22,0 23,4 2,7 (5,4) 218,7
Frais financiers 4,8 11,6 26,4 (5,4) 114,6
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 4,5 4,0 (4,4) - 13,0
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,5 - (0,1) - 5,0
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 12,2 7,8 (19,2) - 86,1
Dividendes sur
Actions
privilégiées - - 3,1 - 3,1
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 12,2 7,8 (22,3) - 83,0
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 553,6
Actifs
identifiables 236,3 491,8 67,0 (18,9) 8 277,5
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 236,3 491,8 67,0 (18,9) 9 831,1
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 7,9 5,6 0,8 - 332,6
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
-------------------------------------------------------------------------
Services
publics
Cumul annuel de gaz Services publics d'électricité
-------------------------------------------------------------------------
Terasen
(en millions Gas -
de dollars) Canada 1 Fortis Fortis NF Autres Total Total
30 juin 2006 Alberta BC Power Canada 2 Canada Caraïbes 3
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation - 120,4 108,6 229,1 125,2 583,3 42,8
Quote-part du
Bénéfice
d'un placement - - - - - - 3,7
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique - - 33,1 140,3 86,1 259,5 25,1
Charges
d'exploitation - 55,6 31,4 27,1 13,7 127,8 5,4
Amortissement - 34,2 13,7 17,7 7,7 73,3 2,8
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation - 30,6 30,4 44,0 17,7 122,7 13,2
Frais financiers - 14,3 11,3 16,2 7,4 49,2 3,3
Gain sur la vente
d'un bien
productif - - - - - - -
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) - (4,5) 3,8 8,8 4,6 12,7 0,7
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,3 - 0,3 1,7
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires - 20,8 15,3 18,7 5,7 60,5 7,5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - 228,6 220,7 - 62,8 512,1 -
Actifs
identifiables - 1 013,3 747,5 894,9 419,3 3 075,0 212,8
Actif des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - - - 166,7
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif - 1 241,9 968,2 894,9 482,1 3 587,1 379,5
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut - 116,1 48,2 27,0 14,3 205,6 6,8
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


ACTIVITES NON REGLEMENTEES
-------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel
-------------------------------------------------------------------------
(en millions Siège Elimination
de dollars) Fortis Fortis social inter-
30 juin 2006 Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 39,8 77,1 4,2 (14,2) 733,0
Quote-part du
Bénéfice
d'un placement - - - - 3,7
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 3,3 - - (7,5) 280,4
Charges
d'exploitation 7,9 50,9 5,5 (2,7) 194,8
Amortissement 5,3 5,7 1,5 - 88,6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 23,3 20,5 (2,8) (4,0) 172,9
Frais financiers 5,2 10,1 17,5 (4,0) 81,3
Gain sur la vente
d'un bien productif - (2,1) - - (2,1)
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 5,1 2,9 (5,0) - 16,4
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,9 - (0,1) - 2,8
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 12,1 9,6 (15,2) - 74,5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 512,1
Actifs
identifiables 242,9 436,9 40,0 (15,9) 3 991,7
Actif des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - 166,7
-------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 242,9 436,9 40,0 (15,9) 4 670,5
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 2,5 11,8 0,9 - 227,6
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

1 L'acquisition de Terasen Gas s'est réalisée le 17 mai 2007.
2 Comprend Maritime Electric et FortisOntario
3 Comprend Belize Electricity, Fortis Turks and Caicos et Caribbean
Utilities dans l'île Grand Caïman



a. La Société a modifié sa façon de présenter l'information sur ses secteurs d'exploitation; les résultats financiers de Maritime Electric et de FortisOntario sont maintenant regroupés dans un secteur isolable et présentés comme "Services publics réglementés - Autres - Canada". L'information sectorielle correspondante a été reformulée pour tenir compte de ce changement.

A compter du deuxième trimestre de 2007, la Société présente un nouveau secteur "Entreprises de services publics de gaz réglementés au Canada" qui inclut les résultats financiers de Terasen Gas, le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique dont l'acquisition a été réalisée par la Société le 17 mai 2007. De plus, les résultats financiers liés aux activités non réglementées du siège social de Terasen, y compris la participation de 30 % dans CWP, sont inclus dans le secteur Siège social et autres depuis le 17 mai 2007.

b. Opérations intersectorielles

Les opérations intersectorielles sont faites dans le cours normal des affaires et elles sont évaluées à la valeur d'échange, soit le montant de la contrepartie établie et convenue par les parties liées. Les opérations intersectorielles importantes sont essentiellement liées à la vente d'énergie de Fortis Generation à Belize Electricity et à FortisOntario, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers attribués aux emprunts intersectoriels. Les opérations intersectorielles importantes pour les trois et six mois terminés les 30 juin 2007 et 2006 sont décrites ci-dessous.



Trimestres terminés les Cumul annuel aux
Opérations intersectorielles 30 juin 30 juin
-------------------------------------------------------------------------
(en millions) 2007 2006 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis Generation
à Belize Electricity 3,1 $ 3,9 $ 8,4 $ 7,0 $
Ventes de Fortis Generation
à FortisOntario 0,3 0,3 0,6 0,6
Ventes de Newfoundland Power
à Fortis Properties 0,9 0,8 2,1 1,9
Frais financiers
intersectoriels relatifs
aux emprunts suivants :
Du siège social aux services
publics réglementés au Canada 0,4 0,3 1,3 0,7
Du siège social à Fortis
Properties 1,9 1,2 3,6 2,1
De Fortis Generation à Belize
Electricity - 0,3 - 0,7
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


16. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

Fortis est partie à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. Les passifs éventuels de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société à l'exception de ce qui est décrit ci-après.

Le ministère des Forêts de la Colombie-Britannique (le "ministère") a allégué des manquements au Code d'exploitation forestière et de la négligence à l'égard d'un incendie de forêt près du lac Vaseux et a déposé et signifié un bref et une déclaration contre FortisBC. En outre, la Société s'est vu signifier deux brefs et déclarations par des propriétaires fonciers privés en rapport avec cette même affaire. La Société est actuellement en communication avec ses assureurs et a produit une défense à l'égard de toutes les poursuites. Le résultat ne peut être raisonnablement établi et évalué pour le moment et, par conséquent, aucun montant n'a été cumulé dans les états financiers consolidés.

Le 5 janvier 2006, FortisBC s'est vu signifier un bref et une déclaration qui ont été déposés auprès de la Cour suprême de la Colombie-Britannique en vertu de la Loi sur les recours collectifs de 1995 (Colombie-Britannique), au nom de l'ensemble des clients présents et passés de FortisBC et qui se sont vu facturer des montants considérés comme des pénalités de retard par FortisBC ou lui en ont versé, en tout temps entre le 1er avril 1981 et la date de tout jugement relatif à cette action.

La réclamation invoquait que la confiscation de l'escompte de paiement rapide offert aux abonnés constitue un "intérêt" au sens de l'article 347 du Code criminel (Canada) et que le taux annuel effectif de cet "intérêt" était contraire à la loi et nul. Ce recours collectif visait à obtenir des dommages intérêts et le remboursement des montants considérés comme des pénalités de retard qui ont été ainsi confisqués. Le 13 décembre 2006, la demande visant la reconnaissance officielle de l'action à titre de recours collectif a été entendue en Cour suprême de la Colombie-Britannique. Dans une décision rendue le 11 janvier 2007, la Cour suprême de la Colombie-Britannique a rejeté la demande visant la reconnaissance officielle de l'action comme recours collectif. Le demandeur a interjeté appel de la décision auprès de la Cour d'appel de la Colombie-Britannique. L'appel du demandeur a été abandonné le 29 mai 2007 et une ordonnance d'acceptation de rejet a été inscrite le 6 juin 2007, rejetant la procédure sans frais pour les parties.

Le 26 mars 2007, le ministère de la Petite entreprise et du Revenu et le ministère responsable de la réforme réglementaire en Colombie-Britannique ont rendu une décision concernant l'appel de Terasen Gas s'opposant à l'avis de cotisation additionnelle de la British Columbia Social Service Tax pour le montant de 37,1 millions $, incluant les intérêts sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministère a réduit le montant de la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts. Le 22 juin 2007, Terasen Gas a interjeté appel de la cotisation devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique. En octobre 2006, Terasen Gas a effectué un paiement de 10 millions $, dans l'attente du règlement de son premier appel, comme geste de bonne foi afin de devancer une ordonnance de la Province de la Colombie-Britannique lui enjoignant de fournir le paiement intégral ou une garantie. En avril 2007, un remboursement de 4 millions $ sur le dépôt a été reçu et le solde de 6,1 millions $ (incluant les intérêts) a été comptabilisé à titre d'actif réglementaire à long terme (Note 5).

Engagements

Les engagements de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société à l'exception de ce qui est mentionné ci-après.

Terasen Gas est partie à divers contrats d'achat de gaz comportant des obligations totalisant 453 millions $ au 30 juin 2007. Ces obligations sont basées sur les prix du marché qui varient en fonction des indices des cours du gaz. Le montant reflète les prix de l'indice en vigueur au 30 juin 2007.

Terasen Gas détient aussi divers contrats de location-acquisition et de location-exploitation associés à l'équipement, aux installations et aux actifs de distribution de gaz naturel comportant des obligations qui totalisaient 191,5 millions $ au 30 juin 2007.

17. EVENEMENTS POSTERIEURS A LA DATE DU BILAN

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition de l'hôtel Delta Regina en Saskatchewan, auprès de Remai Investment Corporation, pour 49,95 millions $.

Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis un montant de 105 millions $ des débentures non garanties de premier rang à 5,90 % venant à échéance le 4 juillet 2047. Le produit net de cette émission a été affecté au remboursement de la dette existante sous forme de facilités de crédit et aux besoins généraux de la société, incluant les dépenses en immobilisation futures.

18. CHIFFRES CORRESPONDANTS

Certains chiffres correspondants ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation adoptée pour la période considérée.


INFORMATION SUR LA SOCIETE

Fortis Inc., la plus importante entreprise de distribution privée au Canada, sert près de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Ses actifs s'élèvent à environ dix milliards $. Fortis détient notamment une entreprise gazière réglementée et des entreprises d'électricité réglementées réparties dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Elle possède par ailleurs des entreprises de production hydroélectrique non réglementées un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Fortis est également propriétaire d'hôtels et d'immeubles commerciaux au Canada. Les actions ordinaires, les actions privilégiées de premier rang de série C, les actions privilégiées de premier rang de série E et les actions privilégiées de premier rang de série F de Fortis sont inscrits à la Bourse de Toronto, et se vendent respectivement sous les symboles FTS, FTS.PR.C, FTS.PR.E et FTS.PR.F. Il est possible d'obtenir des renseignements complémentaires sur la Société en consultant le site www.fortisinc.com.

Agent chargé de la tenue des registres et agent des transferts :
Société de fiducie Computershare du Canada 9th Floor, 100 University Avenue Toronto (Ontario) M5J 2Y1 Tél. : 514-982-7555 ou 1 866 586-7638 Téléc. : 416-263-9394 ou 1 888 453-0330 Courriel : service@computershare.com Site Web : www.computershare.com

Pour le deuxième trimestre terminé le 30 juin 2007, Fortis Inc. procédera au dépôt sur SEDAR du formulaire d'attestation des documents intermédiaires (Formulaire 52-109A2). Des renseignements supplémentaires, y compris la notice annuelle 2006 de Fortis, la circulaire de la direction et le rapport annuel sont disponibles sur SEDAR au www.sedar.com et sur le site Web de la Société au www.fortisinc.com.

Renseignements

  • Fortis Inc.
    M. Barry V. Perry
    Vice-président, Finances et directeur des finances
    709-737-2800