Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

29 mai 2009 21h55 HE

Fortis dégage un bénéfice de 92 millions $ au premier trimestre de 2009 au premier trimestre de 2009

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 29 mai 2009) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a dégagé, pour son premier trimestre, un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 92 millions $, ou 0,54 $ l'action ordinaire, en comparaison d'un bénéfice de 91 millions $, ou 0,58 $ l'action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

"L'augmentation des bénéfices liés aux services publics d'électricité réglementés dans l'Ouest canadien a été partiellement contrebalancée par la diminution des bénéfices liés aux services publics réglementés dans les Caraïbes et à Fortis Properties", a expliqué Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc.

Les sociétés Terasen Gas ont contribué 58 millions $ au bénéfice, ce qui est comparable au premier trimestre de 2008. En raison du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, la quasi-totalité de leur bénéfice est générée au premier et au quatrième trimestre.

Les services publics d'électricité réglementés au Canada ont contribué 37 millions $ au bénéfice, ce qui représente une hausse de 4 millions $ par rapport au premier trimestre de 2008, en raison de la croissance de l'investissement dans les infrastructures électriques et du nombre d'abonnés aux services publics dans l'Ouest canadien.

Les taux de rendement des capitaux propres attribuables aux actions ordinaires ("RCP") autorisés pour 2009 ont été établis pour Terasen Gas Inc., Terasen Gas (Vancouver Island) Inc., FortisBC et Maritime Electric, accusant un léger recul pour s'établir à respectivement 8,47 %, 9,17 %, 8,87 % et 9,75 %. Le RCP autorisé pour Newfoundland Power demeure inchangé à 8,95 %. Les tarifs imposés à la clientèle de FortisAlberta pour 2009 ont été établis provisoirement à 8,51 %, taux que le RCP autorisé de ce service public pour 2007, en attendant la décision de l'instance générique sur le coût du capital en Alberta.

Les services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes ont contribué 6 millions $ au bénéfice, comparativement à 7 millions $ pour le premier trimestre de 2008. Le bénéfice a reculé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en excluant l'incidence de gains non récurrents d'environ 2 millions $ de Fortis Turks and Caicos. Ce recul est attribuable à la baisse des ventes d'électricité due aux températures plus basses et à l'incidence de la crise économique mondiale sur la demande d'énergie combinée à la diminution du taux de rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé pour Caribbean Utilities et Belize Electricity. Le recul a été partiellement neutralisé par l'effet de change favorable associé au raffermissement du dollar américain par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les services non réglementés de Fortis Generation ont contribué 6 millions $ au bénéfice, ce qui est comparable au premier trimestre de 2008. L'effet de change favorable et l'augmentation de la production hydroélectrique au Belize ont été contrebalancés par la diminution de la production et la baisse des prix moyens de gros de l'électricité dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Fortis Properties a contribué 2 millions $ au bénéfice, comparativement à 3 millions de dollars au premier trimestre de 2008. Les résultats ont été affectés par une charge non récurrente représentant les frais d'exploitation transitoires liés à l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland en novembre 2008 et par une diminution du taux d'occupation des chambres d'hôtel.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 17 millions $, par rapport à 16 millions $ pour le trimestre correspondant de 2008. La hausse des charges du secteur Siège social et autres s'explique surtout par l'augmentation des dividendes sur actions privilégiées attribuable à l'émission d'actions privilégiées de premier rang, série G au cours du deuxième trimestre de 2008.

Les dépenses en immobilisations consolidées de la Société, avant les apports de la clientèle, ont totalisé environ 219 millions $ pour le premier trimestre de 2009. La plupart de ces dépenses ont été effectuées par les services réglementés dans l'Ouest canadien et les Caraïbes.

En février, FortisAlberta et Terasen Gas Inc. ont émis chacune 100 millions $ de débentures non garanties 30 ans à respectivement 7,06 % et 6,55 %.

Les porteurs d'actions ordinaires de Fortis ont reçu un dividende de 0,26 $ l'action ordinaire au premier trimestre de 2009, en hausse par rapport aux 0,25 $ au quatrième trimestre de 2008. L'augmentation de 4 % du dividende trimestriel par action ordinaire se traduit par un dividende annualisé de 1,04 $, ce qui porte à 36 années consécutives le record de la Société quant aux augmentations annuelles du dividende par action ordinaire, soit le plus long record pour l'ensemble des sociétés ouvertes du Canada. A compter du 1er mars 2009, la Société a modifié et bonifié son régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions pour offrir un escompte de 2 % à l'achat d'actions ordinaires sur le capital-actions autorisé à même les dividendes réinvestis.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont établis à 229 millions $ pour le trimestre, soit une augmentation de 36 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent entraînée par la progression des flux de trésorerie de FortisAlberta.

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

"L'émission de capitaux propres a permis de renforcer le bilan consolidé de Fortis et d'accroître les liquidités", affirme M. Marshall.

Au 31 mars 2009, Fortis avait des facilités de crédit consolidées de 2,2 milliards $, dont environ 1,6 milliard $ étaient inutilisées, y compris une tranche de 544 millions $ inutilisée sur la facilité de crédit renouvelable consentie de 600 millions $ de la Société. Une tranche d'environ 2 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités consenties, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

"Malgré la récession économique, Fortis prévoit une solide croissance organique. La Société se concentre sur la réalisation de son programme de dépenses en immobilisations consolidées de 2009, qui devrait totaliser environ 1 milliard $. Les principaux projets d'investissement comprennent l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié de 200 millions $ de Terasen Gas (Vancouver Island), le projet d'infrastructure de comptage automatisé sur une période de quatre ans de 161 millions $ de FortisAlberta, le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan de 139 millions $ de FortisBC et la centrale hydroélectrique de 19 MW au coût de 53 millions $ US au Belize", conclut M. Marshall.



Rapport de gestion intermédiaire
Pour les trois mois terminés le 31 mars 2009
Le 30 avril 2009


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

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

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

APERCU DE LA SOCIETE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis, la plus importante société de services publics de distribution du Canada détenue par des investisseurs, sert plus de 2 000 000 de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Par ailleurs, elle possède et exploite des actifs de production non réglementée un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, de même que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. Pour les trois premiers mois terminés le 31 mars 2009, les services publics d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe d'électricité combinée d'environ 5 661 mégawatts (" MW "), et son service public de gaz naturel a répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 234 térajoules (" TJ "). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour la période de trois mois terminée le 31 mars 2009.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution de gaz et d'électricité solides, la livraison sécuritaire et fiable de gaz et d'électricité à la clientèle à des tarifs raisonnables, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les principales activités de services publics de la Société sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon des exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs.

Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris le bénéfice par secteur isolable, pour les premiers trimestres terminés les 31 mars 2009 et 2008, sont présentés dans le tableau qui suit.



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Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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(en millions $, sauf le résultat par
action ordinaire et le nombre d'actions
ordinaires en circulation) 2009 2008 Variation
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Produits 1 201 1 146 55
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Flux de trésorerie d'exploitation 229 193 36
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Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 92 91 1
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Résultat de base par action ordinaire ($) 0,54 0,58 (0,04)
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Résultat dilué par action ordinaire ($) 0,52 0,55 (0,03)
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Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires
en circulation (en millions) 169,4 156,6 12,8
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Bénéfice net sectoriel
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Services publics réglementés de gaz au
Canada
Sociétés Terasen Gas(1) 58 58 -
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Services publics réglementés d'électricité
au Canada
FortisAlberta 12 11 1
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FortisBC(2) 14 12 2
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Newfoundland Power 6 6 -
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Autres services au Canada(3) 5 4 1
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37 33 4
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Services publics réglementés d'électricité
dans les Caraïbes(4) 6 7 (1)
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Activités non réglementées - Fortis
Generation(5) 6 6 -
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Activités non réglementées - Fortis
Properties(6) 2 3 (1)
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Siège social et autres(7) (17) (16) (1)
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Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 92 91 1
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(1) Formées de Terasen Gas Inc., de Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. et
de Terasen Gas (Whistler) Inc.
(2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales
hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le réseau
de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire. Exclut les
activités de production non réglementées de la société en commandite en
propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power Partnership.
(3) Comprend Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario est composée
de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée et de Cornwall
Electric.
(4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean Utilities
sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle Fortis détient
une participation conférant le contrôle d'environ 57 %, et sa filiale
en propriété exclusive Fortis Turks and Caicos. Auparavant, l'exercice
de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent,
jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement, ses états
financiers étaient consolidés dans les états financiers de Fortis avec
un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a changé sa date
de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre. La modification de la
date de fin d'exercice de Caribbean Utilities élimine le décalage de
deux mois dans la consolidation des résultats financiers de Caribbean
Utilities.
(5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York, dont la
capacité de production combinée, principalement hydroélectrique,
s'élève à 195 MW. Avant le 13 février 2009, les résultats financiers
des activités de production hydroélectrique dans la région centrale de
Terre-Neuve étaient consolidés dans les états financiers de Fortis.
Après cette date, les résultats financiers des activités de production
dans la région centrale de Terre-Neuve ont été comptabilisés dans les
états financiers de Fortis selon la méthode de comptabilisation à la
valeur de consolidation, étant donné que la Société n'a plus
d'influence importante sur les activités de production en raison d'une
loi d'expropriation promulguée par le gouvernement de Terre-Neuve-et-
Labrador. Le changement de méthode de comptabilisation n'a pas eu
d'incidence importante sur les bénéfices sectoriels ou consolidés. Pour
plus de renseignements sur ces questions, voir la rubrique "
Estimations comptables critiques - Eventualités " du présent rapport de
gestion.
(6) Compte tenu de l'acquisition d'un hôtel en Ontario en avril 2009,
Fortis Properties possède 21 hôtels comptant plus de 4 000 chambres,
dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds
carrés d'immeubles commerciaux principalement dans le Canada
atlantique.
(7) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis, les
charges nettes des activités non réglementées du siège social de
Terasen Inc., les résultats financiers de la participation de 30 % de
Terasen Inc. dans CustomerWorks Limited Partnership et ceux de la
filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen Inc., Terasen
Energy Services Inc.
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RESULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas

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Sociétés Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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2009 2008 Variation
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Volumes de gaz (TJ) 77 970 78 184 (214)
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(en millions $)
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Produits 669 635 34
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Coûts de l'approvisionnement énergétique 468 437 31
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Charges d'exploitation 67 61 6
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Amortissement 25 24 1
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Frais financiers 32 33 (1)
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Impôts sur les bénéfices des sociétés 19 22 (3)
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Bénéfice 58 58 -
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Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont baissé de 214 TJ, ou 0,3 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle surtout d'un affaiblissement des volumes de ventes aux clients ayant des contrats à prix fixe et des volumes transportés aux clients disposant de leur propre approvisionnement en gaz, en partie contrebalancé par l'accroissement des volumes de ventes à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue liée à des températures plus basses par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et d'une croissance de la clientèle.

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

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

Au cours du premier trimestre de 2009, Terasen Gas Inc. ("TGI") et Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") ont augmenté leur clientèle d'un nombre net de 2 256 nouveaux clients, portant le total des clients des sociétés Terasen Gas à environ 934 000 en date du 31 mars 2009. La croissance de la clientèle au premier trimestre de 2009 a été moins importante qu'au même trimestre de 2008, reflétant l'affaiblissement des marchés de l'immobilier et de la construction, dans un contexte de ralentissement économique, et la croissance des immeubles d'habitation où l'utilisation du gaz naturel est moins répandue que dans les maisons unifamiliales.

Produits : Les produits ont augmenté de 34 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les produits générés au cours du premier trimestre de 2009 reflètent l'augmentation de la consommation résidentielle et la hausse de la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle en regard du même trimestre de 2008.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle de TGI a monté d'environ 6 %, alors que celle de TGVI a augmenté de 0 % à 5 % selon la catégorie tarifaire. Toutefois, les tarifs de base de 2009 reflètent l'incidence d'une diminution des RCP autorisés, qui sont passés de 8,62 % à 8,47 % pour TGI et de 9,32 % à 9,17 % pour TGVI.

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse de la composante livraison dans les tarifs de base imposés à la clientèle, de la croissance de la clientèle et de la réduction du taux effectif d'impôt sur les bénéfices des sociétés a été atténuée par la hausse des charges d'exploitation due à l'augmentation du coût de la main-d'oeuvre et des avantages sociaux. La réduction du taux d'impôt effectif est principalement attribuable à la baisse des taux d'impôt fédéral et provinciaux en vigueur.

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



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta

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FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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2009 2008 Variation
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Livraisons d'énergie (GWh) 4 152 4 138 14
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(en millions $)
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Produits 79 73 6
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Charges d'exploitation 34 33 1
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Amortissement 22 20 2
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Frais financiers 11 9 2
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Bénéfice 12 11 1
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Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont progressé de 14 gigawattheures ("GWh"), ou 0,3 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement sous l'effet de la croissance de la clientèle des secteurs résidentiel, commercial et de l'irrigation ainsi que de l'incidence des températures plus basses que la normale.

Puisqu'une tranche importante des produits de distribution de la société est tirée de déterminants de facturation fixes ou en grande partie fixes, la variation des quantités d'énergie livrées n'est pas directement corrélée à la variation des produits.

Produits : Les produits ont progressé de 6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait principalement de la hausse de 8,6 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, entrée en vigueur le 1er janvier 2009, et de l'incidence de la croissance de la charge et de la clientèle. Les tarifs de distribution imposés à la clientèle pour 2009 reflètent l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique et du recouvrement en 2009 auprès des clients de l'augmentation du RCP autorisé pour 2008 qui a été cumulée au cours de l'exercice 2008. Les tarifs pour 2009 reflètent un RCP autorisé intermédiaire de 8,51 % en comparaison d'un RCP autorisé de 8,75 % pour 2008.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 1 million $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation des tarifs de distribution imposés à la clientèle et la croissance de la charge et de la clientèle ont été en partie contrebalancées par : i) la hausse des charges d'exploitation due surtout à l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux et du coût de la main-d'oeuvre contractuelle, en partie absorbée par la diminution des charges d'exploitation générales; ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations; et iii) l'augmentation des frais financiers découlant d'un niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société, neutralisée en partie par l'incidence de la réduction des taux d'intérêt sur les emprunts sur les facilités de crédit.

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



FortisBC

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FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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2009 2008 Variation
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Ventes d'électricité (GWh) 903 875 28
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(en millions $)
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Produits 72 66 6
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Coûts de l'approvisionnement énergétique 22 21 1
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 17 16 1
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 10 9 1
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Frais financiers 7 7 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 2 1 1
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Bénéfice 14 12 2
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Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont augmenté de 28 GWh, ou 3,2 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout de la croissance de la clientèle résidentielle, des services généraux et de gros, et de l'augmentation de la consommation d'électricité due à des températures plus basses que la normale.

Produits : Les produits ont monté de 6 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La montée s'explique par une hausse de 4,6 % des tarifs d'électricité, entrée en vigueur le 1er janvier 2009, et par la croissance des volumes des ventes d'électricité. Les tarifs d'électricité pour 2009 reflètent l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure électrique et un RCP autorisé de 8,87 % contre 9,02 % en 2008.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a augmenté de 2 millions $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des tarifs d'électricité et la croissance de la clientèle ont été en partie atténuées par : i) la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique associée à la hausse des ventes d'électricité et à la proportion plus élevée de l'électricité achetée par rapport à l'électricité produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société, en partie contrebalancée par l'incidence d'une baisse des prix du marché de l'électricité achetée; ii) l'augmentation des charges d'exploitation principalement attribuable au calendrier des projets d'entretien, à la hausse des coûts de main-d'oeuvre et des augmentations générales des coûts dues à l'inflation; et iii) l'augmentation de la dotation aux amortissement liée aux investissements continus dans les immobilisations.

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



Newfoundland Power

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-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité (GWh) 1 763 1 716 47
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 169 164 5
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de l'approvisionnement énergétique 127 122 5
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 14 14 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 11 10 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 8 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 3 4 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6 6 -
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power ont augmenté de 47 GWh, ou 2,7 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, étant donné la croissance de la clientèle et une hausse de la consommation moyenne attribuable à l'utilisation accrue du chauffage électrique.

Produits : Les produits ont progressé de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de l'accroissement des ventes d'électricité. Par rapport à 2008, le RCP autorisé demeure inchangé à 8,95 % pour 2009 et, par conséquent, aucune modification n'a été apportée aux tarifs de base imposés à la clientèle pour 2009.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'accroissement des ventes d'électricité a été en grande partie atténué par la hausse des charges de demande de Newfoundland and Labrador Hydro Corporation ("Newfoundland Hydro") en raison des besoins d'approvisionnement pendant la période de pointe de l'hiver, et par l'augmentation de la dotation aux amortissements associée aux investissements continus dans les immobilisations.

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



Autres services publics d'électricité au Canada

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Autres services publics d'électricité au Canada (non vérifié)(1)
Faits saillants financiers
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité (GWh) 616 599 17

-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 70 70 -
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de l'approvisionnement énergétique 47 49 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 7 7 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 4 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5 4 1
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 2 2 -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 5 4 1
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont grimpé de 17 GWh, ou 2,8 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, puisque la consommation moyenne a augmenté en raison de températures plus basses que la normale enregistrées en Ontario et à l'Ile-du-Prince-Edouard.

Produits : Les produits ont été comparables à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. L'accroissement des ventes d'électricité, la hausse de 1,8 % des tarifs de base de l'électricité à Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2008, et l'augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de base de distribution de l'électricité à FortisOntario, avec prise d'effet le 1er mai 2008, ont été contrebalancées par le transfert à la clientèle de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario.

Bénéfice : Le bénéfice s'est amélioré de 1 million $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation des tarifs de base de l'électricité et des ventes d'électricité a été atténuée par la hausse des frais financiers entraînée par des emprunts accrus et par la hausse des coûts d'emprunt associés à l'émission d'obligations d'un capital de 60 millions $ par Maritime Electric en avril 2008.

En octobre 2008, FortisOntario a conclu une entente définitive afin d'acquérir une participation stratégique de 10 % dans les activités de distribution d'électricité de Grimsby Power Inc. La transaction est en attente d'approbation par le Ministère des finances de l'Ontario, approbation qui est attendue pour le deuxième trimestre de 2009.

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



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES

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-------------------------------------------------------------------------
Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminé les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
2009 2008(2) Variation
-------------------------------------------------------------------------
Taux de change moyen entre le dollar
américain et le dollar canadien(3) 1,25 1,01 0,24
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité (GWh) 247 258 (11)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 83 75 8
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de l'approvisionnement énergétique 46 40 6
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 14 11 3
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 11 7 4
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 5 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés - 1 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires sans contrôle 2 4 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6 7 (1)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and
Caicos.
(2) Les ventes d'électricité et les résultats financiers de 2008 qui se
rapportent à Caribbean Utilities sont présentés pour le trimestre
terminé le 31 janvier 2008 de cette société. Jusqu'au troisième
trimestre de 2008 inclusivement, les états financiers de Caribbean
Utilities étaient intégrés dans les états financiers consolidés de
Fortis avec un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a
déplacé sa date de fin d'exercice du 30 avril au 31 décembre, éliminant
ainsi le décalage de deux mois dans la consolidation des résultats
financiers de Caribbean Utilities. Par conséquent, les ventes
d'électricité et les résultats financiers pour le premier trimestre de
2009 qui se rapportent à Caribbean Utilities sont présentés pour le
premier trimestre terminé le 31 mars 2009 de cette société.
(3) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change fondé sur le
dollar américain s'établit à 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. La monnaie de
présentation des états financiers de Caribbean Utilities et de Fortis
Turks and Caicos est le dollar américain.
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont diminué de 11 GWh, ou 4,3 %, en comparaison du trimestre correspondant de 2008. Cette diminution s'explique surtout par des températures plus basses que la normale qui ont contribué à réduire l'utilisation de la climatisation sur les îles de Grand Caïman et Turks et Caicos, et par l'incidence négative de la conjoncture économique mondiale sur la consommation de la clientèle résidentielle et sur les activités des secteurs du tourisme, du pétrole et de la construction et des secteurs connexes.

Produits : Les produits ont monté de 8 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les produits du premier trimestre de 2009 ont bénéficié de l'incidence favorable d'un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel ou Fortis Turks and Caicos à l'égard d'un litige sur le classement des tarifs imposés aux clients. Compte non tenu de cet élément non récurrent et de l'effet de change favorable d'environ 16 millions $ à la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, par suite du raffermissement du dollar américain par rapport au dollar canadien, les produits ont décliné d'environ 9 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Parmi les facteurs de diminution des produits, mentionnons : i) une diminution des ventes d'électricité; ii) une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité reflétant la baisse du rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé ("RAB") à Caribbean Utilities et l'élimination de la surcharge de Caribbean Utilities pour la récupération des coûts liés aux ouragans, avec prise d'effet le 1er janvier 2008 conformément aux modalités de la nouvelle licence de transport et de distribution de la Société; iii) une baisse du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008, du fait d'une diminution du RAB par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation en juin 2008; et iv) une modification de la méthode de comptabilisation des frais d'installation imposés à la clientèle de Belize Electricity et l'incidence du remboursement de certains frais d'installation antérieurement recouvrés. La diminution des produits a été en partie neutralisée par l'incidence favorable sur les produits d'une augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008. Les frais d'installation imposés à la clientèle de Belize Electricity sont maintenant comptabilisés comme un apport de capital dans le bilan plutôt que comme un produit dans l'état des résultats.

Bénéfice : La contribution au bénéfice a reculé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice pour le premier trimestre de 2009 comprend un montant d'environ 1 million $ provenant d'un arrêt rendu en appel pour Fortis Turks and Caicos, tel qu'il est décrit ci-dessus, et un rajustement favorable non récurrent de 1 million $ des coûts de l'approvisionnement énergétique à la suite d'une modification de la méthode de comptabilisation des produits à recevoir au titre de la composante carburant non facturée par Fortis Turks and Caicos. Compte non tenu de l'incidence favorable de ces éléments non récurrents et de l'effet de change favorable de 1 million $ à la conversion des monnaies étrangères, la contribution au bénéfice a reculé de 4 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ce recul est principalement attribuable à la diminution des ventes d'électricité, à la baisse du RAB autorisé de Caribbean Utilities et de Belize Electricity, entrée en vigueur respectivement les 1er janvier 2008 et 1er juillet 2008, l'augmentation de la dotation aux amortissements et l'incidence favorable de la variation des coûts reportés du combustible sur les coûts de l'approvisionnement énergétique à Caribbean Utilities au premier trimestre de 2009, en partie contrebalancé par une diminution des frais financiers.

Compte non tenu de l'effet de change, la dotation aux amortissements a augmenté comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de l'incidence des investissements continus dans les immobilisations.

Compte non tenu de l'effet de change, les frais financiers ont diminué par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet d'une augmentation des frais financiers capitalisés de Caribbean Utilities à la suite d'une modification de la méthode employée par cette société pour la comptabilisations des frais financiers capitalisés associés aux immobilisations en cours de construction, comme le lui a prescrit l'organisme de réglementation.

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



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie (GWh) 257 288 (31)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 16 19 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de l'approvisionnement énergétique 1 2 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 4 4 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 2 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 1 2 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 2 3 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6 6 -
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York. Avant le 13
février 2009, les résultats financiers des activités de production
hydroélectrique de la région centrale de Terre-Neuve étaient consolidés
dans les états financiers de Fortis. Après cette date, les résultats
financiers des activités de production dans la région centrale de
Terre-Neuve ont été comptabilisés dans les états financiers de Fortis
selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation,
étant donné que la Société n'a plus d'influence importante sur les
activités de production en raison d'une loi d'expropriation promulguée
par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador. Le changement de
méthode de comptabilisation n'a pas eu d'incidence importante sur les
bénéfices sectoriels ou consolidés. Pour plus de renseignements sur
cette question, voir la rubrique "Estimations comptables critiques -
Eventualités" du présent rapport de gestion.
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont reculé de 31 GWh, ou 10,8 %, par rapport à celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Toutefois, les ventes d'énergie pour le premier trimestre de 2009 comprennent les ventes d'énergie associées aux activités de production dans la région centrale de Terre-Neuve pour une période d'un mois et demi, comparativement à un trimestre complet en 2008, en raison du passage à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation pour ces activités en février 2009, ce passage étant rendu nécessaire par les mesures prises par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador pour exproprier les actifs d'AbitibiBowater Inc., auparavant Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi"). Les ventes d'énergie ont également diminué en raison d'une baisse de production dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario, en partie neutralisée par une hausse de production au Belize. Les niveaux de production sont tributaires des volumes des chutes de pluie. A la fin d'avril 2009, le réservoir Chalillo au Belize était à environ 40 % de son niveau de stockage maximal, soit un niveau normal à ce moment de l'année.

Produits : Les produits ont reculé de 3 millions $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent. Le recul des produits est attribuable aux facteurs suivants : i) l'incidence du passage à la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation pour les résultats financiers des activités de production hydroélectrique dans la région centrale de Terre-Neuve au cours du premier trimestre de 2009, tel qu'il est décrit précédemment; ii) la diminution de la production dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario; iii) le fléchissement du prix moyen de gros de l'énergie par mégawattheure ("MWh") en Ontario, lequel s'était établi à 42,98 $ au cours du premier trimestre de 2009 comparativement à 49,93 $ au même trimestre de 2008; et iv) le fléchissement du prix moyen de gros de l'énergie par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui a été de 46,13 $ US au premier trimestre de 2009 par rapport à 72,91 $ US au même trimestre de 2008. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'effet de change favorable d'environ 1 million $ à la conversion des produits libellés en monnaie étrangère, attribuable au raffermissement du dollar américain comparativement au dollar canadien par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et par l'incidence d'une augmentation de la production au Belize.

Bénéfice : Le bénéfice pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'effet de change favorable d'environ 0,5 million $ sur le bénéfice ainsi que la hausse des bénéfices des activités de production hydroélectrique au Belize relativement à l'augmentation de la production ont été neutralisés par l'incidence de la baisse de la production et du fléchissement du prix moyen de gros de l'énergie dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario. L'apport au bénéfice attribuable aux activités de production dans la région centrale de Terre-Neuve a été comparable au trimestre correspondant de l'exercice précédent.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de l'hôtellerie 31 29 2
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de l'immobilier 16 16 -
-------------------------------------------------------------------------
Total des produits 47 45 2
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 34 31 3
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 4 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6 6 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 1 1 -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 2 3 (1)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Produits : Les produits tirés de l'hôtellerie ont augmenté de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, reflétant la contribution aux produits du Sheraton Hotel Newfoundland, acquis en novembre 2008, en partie contrebalancée par une diminution des produits tirés des activités en Ontario et dans l'Ouest du Canada. Le revenu par chambre disponible s'est établi à 64,40 $ pour le premier trimestre, comparativement à 67,82 $ pour le même trimestre de l'exercice 2008, du fait surtout de la diminution du taux d'occupation dans toutes les régions où la société a des propriétés hôtelières, en partie atténuée par une augmentation du tarif moyen par chambre attribuable essentiellement aux activités hôtelières dans le Canada atlantique.

Les produits tirés de l'immobilier ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,0 % au 31 mars 2009, contre 96,6 % au 31 mars 2008.

Bénéfice : Le bénéfice a reculé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison d'une charge non récurrente représentant les coûts d'exploitation transitoires liés à l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland et de l'incidence d'une diminution du taux d'occupation des chambres l'hôtel.

En avril 2009, Fortis Properties a acquis le Holiday Inn Select de Windsor en Ontario, qui compte 214 chambres, pour un montant de 7 millions $.



SIEGE SOCIAL ET AUTRES

-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits 7 7 -
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3 3 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 3 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 19 21 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts sur les bénéfices
des sociétés (4) (5) 1
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions privilégiées 4 1 3
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du secteur Siège social
et autres (17) (16) (1)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent le montant net des charges du siège social de Fortis, les
charges nettes des activités non réglementées du siège social de
Terasen Inc. et les résultats financiers de la participation de 30 % de
Terasen Inc. dans CustomerWorks Limited Partnership et ceux de la
filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen Inc., Terasen
Energy Services Inc.
(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées comme
passifs à long terme
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Produits et charges nettes du secteur Siège social et autres : Les produits pour le trimestre ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, alors que les charges nettes du secteur Siège social et autres ont augmenté de 1 million $ par rapport au même trimestre de l'exercice précédent. L'augmentation des charges nettes du secteur Siège social et autres est attribuable à l'accroissement des dividendes sur actions privilégiées relatif à l'émission d'actions privilégiées de premier rang, série G au cours du deuxième trimestre de 2008, en partie contrebalancé par la diminution des frais financiers. Les frais financiers du trimestre ont diminué par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, par suite d'une baisse des niveaux d'emprunt sur les facilités de crédit et d'une baisse des taux d'intérêt sur les emprunts sur les facilités de crédit, en partie absorbées par l'effet de change défavorable à la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains.

FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

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



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

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

TGVI BCUC 40 9,07 9,32 9,17 TGVI : retenue
de la totalité
du bénéfice
provenant des
charges
d'exploitation
et d'entretien
moins élevées
que prévu, mais
aucun allègement
à l'égard de la
hausse des
charges
d'exploitation
et d'entretien

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
----------------
Année témoin
Future
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC BCUC 40 8,77 9,02 8,87 Coût du
service/RCP

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

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
----------------
Année témoin
Future
---------------------------------------------------------------------------
Fortis- Alberta Utilities 37 8,51 8,75 8,51(1) Coût du
Alberta Commission ("AUC") service/RCP

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
----------------
Année témoin
Future
---------------------------------------------------------------------------
Newfound- Newfoundland Board 45 8,60 8,95 8,95 Coût du
land and of Commissioners of +/- +/- +/- service/RCP
Labrador Public Utilities 50 50 50
Power ("PUB") points points points Formule
De De De d'ajustement
base base base automatique du
RCP fondée sur
le rendement des
obligations à
long terme du
Canada
----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Maritime Island Regulatory 40 10,25 10,00 9,75 Coût du service
Electric and Appeals /RCP
Commission ("IRAC") ----------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Fortis- Commission de 43.3 9,00 9,00 8,39 Canadian Niagara
Ontario l'énergie de Power - Coût du
l'Ontario ("CEO") service/RCP
(Canadian Niagara
Power)
Cornwall
Electric -
Prix plafond
avec transfert
du coût des
marchandises
----------------
Contrat de Concession Année témoin
Concession future - à
(Cornwall compter de 2009
Electric)
---------------------------------------------------------------------------
Belize Public Utilities RAB Ententes de
Electri- Commission ("PUC") ---------------------- quatre ans
city s.o. 10,00- 10,00 10,00 à l'égard du
15,00 (2) coût du service
et du RAB

Des coûts
additionnels en
cas d'ouragan
seraient
reportés et la
société pourrait
en demander le
recouvrement
futur dans les
tarifs imposés à
la clientèle.
----------------
Année témoin
Future
---------------------------------------------------------------------------
Caribbean Electricity s.o. 15,00 9,00- 9,00- Coût du service
utilities regulatory 11,00 11,00 / RAB
authority
("ERA")
Mécanisme
d'ajustement des
plafonds
tarifaires en
fonction des
indices des prix
à la
consommation
publiés

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



---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et demandes réglementaires
---------------------------------------------------------------------------
Service public
réglementé Description sommaire
---------------------------------------------------------------------------
TGI/TGVI - Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les prix du
gaz naturel et du propane avec la BCUC afin d'assurer que
les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les
coûts d'achat du gaz naturel et du propane. Tel qu'il a
été approuvé par la BCUC, les tarifs pour le gaz naturel
sont restés inchangés au cours du premier trimestre de
2009, alors que les tarifs pour le propane ont diminué,
avec prise d'effet le 1er janvier 2009. En date du 1er
avril 2009, la BCUC a approuvé la diminution des tarifs
pour le gaz naturel et le propane. Les coûts du gaz
naturel et du propane sont transférés aux clients sans
majoration.
- En décembre 2008, la BCUC a approuvé une hausse de la
composante livraison dans les tarifs de base imposés à la
clientèle de TGI d'environ 6 %, alors que pour TGVI, elle
a approuvé une hausse de 0 % à 5 % selon la catégorie de
tarifs. La composante livraison des tarifs de base imposés
à la clientèle pour 2009 reflète la diminution du RCP
autorisé de TGI et de TGVI, qui est passé à respectivement
8,47 % et 9,17 % pour 2009, par suite de l'application des
mécanismes d'ajustement automatique du RCP. Au quatrième
trimestre de 2008, TGI a déposé auprès de la BCUC une
demande d'approbation d'importants travaux de restauration
de certaines traversées submergées du pipeline de
transport dans le bras sud de la rivière Fraser desservant
Vancouver et Richmond. En mars 2009, TGI a obtenu
l'approbation réglementaire de ce projet de 27 millions $,
dont l'achèvement des travaux est prévu en 2010.
- TGI et TGVI préparent actuellement leurs demandes de
tarifs pour 2010 qui devraient être déposées auprès de la
BCUC au cours de l'été 2009. L'approbation des tarifs pour
2010 et les années suivantes par la BCUC sera nécessaire
puisque les accords de règlement actuels fondés sur le
rendement viennent à échéance à la fin de 2009. En outre,
TGI et TGVI demanderont un examen de leur mécanisme
général d'ajustement du RCP respectif actuel et de leur
composante capitaux propres réputée de la structure de
leur capital.
- En avril 2009, TGI a obtenu l'approbation de la BCUC pour
son nouveau programme d'efficience et de conservation
énergétiques de 41,5 millions $ visant à offrir aux
clients des outils de pointe et des incitatifs pour gérer
leur consommation de gaz naturel, réduire les coûts
énergétiques et diminuer les émissions de gaz à effet de
serre. La mise en oeuvre du programme est prévue à l'été
2009.
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FortisBC - En décembre 2008, la BCUC a approuvé la demande de besoins
de revenus de la société pour 2009 qui s'est traduite par
une augmentation générale des tarifs facturés aux clients
de 4,6 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009.
L'augmentation de tarifs découle principalement du
programme de dépenses en immobilisations de la société et
de la hausse des achats d'électricité entraînée par la
croissance de la clientèle et de la demande d'électricité.
Les tarifs pour 2009 reflètent un RCP autorisé de 8,87 %
en raison de l'application du mécanisme d'ajustement
automatique du RCP. L'approbation de la demande de besoins
de revenus pour 2009 comprend aussi une prolongation du
mécanisme d'ETR pour les exercices 2009 à 2011 selon des
modalités semblables à celles du mécanisme d'ETR
antérieur, sauf que les charges d'exploitation et
d'entretien brutes annuelles, avant les coûts indirects
capitalisés, seront établis au moyen d'une formule
intégrant la croissance de la clientèle et l'inflation,
c'est-à-dire l'indice des prix à la consommation (" IPC ")
pour la Colombie-Britannique, moins un facteur
d'amélioration de la productivité ("FAP") de 3 % en
2009, 1,5 % en 2010 et 1,5 % en 2011. Si l'inflation
dépassait 3 %, l'excédent devrait être ajouté au FAP, ce
qui plafonne effectivement l'IPC à 3 %.
- En février 2009, la BCUC a rendu sa décision sur le plan
de dépenses en immobilisations pour 2009 et 2010 de
FortisBC. Des dépenses en immobilisations brutes
totalisant 165 millions $ et 156 millions $ ont été
approuvées respectivement pour 2009 et 2010. Des dépenses
en immobilisations de 16 millions $ additionnels sont
assujetties à d'autres processus réglementaires.
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FortisAlberta - En juin 2008, l'AUC a rendu une décision stipulant qu'il
est approprié qu'une révision du RCP, du mécanisme
d'ajustement et de la structure du capital de chaque
société de services publics ait lieu dans le cadre d'une
instance générale. En juillet 2008, l'AUC a publié son
avis de demande d'audience, un document provisoire
d'établissement de la portée de l'instance et les
exigences minimales de dépôt à l'égard de l'instance
générale sur les coûts en capital de 2009. L'instance
s'applique à tous les services publics de gaz,
d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta
qui sont réglementés par l'AUC.
- En novembre 2008, FortisAlberta a présenté sa preuve à
l'égard de l'instance générale sur les coûts en capital de
2009 par suite de la requête de l'AUC. Une audience est
prévue pour le deuxième trimestre de 2009.
- En décembre 2008, FortisAlberta a obtenu l'approbation
réglementaire de ses tarifs de distribution pour 2009, qui
lui permet de recouvrer les coûts de distribution
approuvés. Cette approbation s'est traduite par une
augmentation du tarif de distribution de 8,6 % avec prise
d'effet le 1er janvier 2009. L'augmentation tarifaire
était légèrement plus élevée que l'augmentation de 7,3 %
envisagée dans l'Accord de règlement négocié pour
2008/2009 en raison du recouvrement reporté à 2009 dans
les tarifs imposés à la clientèle de l'augmentation du RCP
autorisé, à 8,75 % pour 2008. Les tarifs approuvés pour
2009 reflètent aussi l'incidence de la convention
collective de la société qui a été conclue après
l'approbation de l'Accord de règlement négocié pour
2008/2009. Comme l'y soumet l'AUC, la société continue
d'utiliser pour 2009 le RCP autorisé pour 2007 de 8,51 %
en attendant la décision de l'instance générale sur les
coûts en capital de 2009.
- FortisAlberta prévoit déposer, au deuxième trimestre de
2009, une demande complète portant sur ses besoins de
revenus futurs.
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Newfoundland - En novembre 2008, le PUB a approuvé, telle qu'elle
Power a été déposée, la demande de budget d'immobilisations de
la société pour 2009 d'environ 62 millions $, à peu près
la moitié des dépenses en immobilisations proposées ayant
trait au remplacement de composantes âgées et détériorées
du réseau d'électricité.
- Le RCP autorisé de la société demeure inchangé pour 2009 à
8,95 % et, par conséquent, aucune modification des tarifs
de base imposés à la clientèle n'a été apportée pour 2009.
- Avec prise d'effet le 1er juillet 2009, sous réserve de
l'approbation réglementaire, les tarifs d'électricité
imposés à la clientèle devraient diminuer en moyenne de 6
%, reflétant le transfert à la clientèle, au moyen du
compte de stabilisation tarifaire, de la variation du coût
du combustible utilisé pour produire l'électricité que
Newfoundland Hydro vend à Newfoundland Power. La
diminution des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas
d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power en 2009.
- Newfoundland Power prévoit déposer en 2009 une demande de
recouvrement pour l'augmentation des coûts prévue en 2010.
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Maritime - En mars 2009, l'IRAC a approuvé la demande de tarifs de
Electric Maritime Electric pour 2009, laquelle a entraîné une
augmentation du montant des coûts recouvrés auprès de la
clientèle dans la composante tarifs de base de la
facturation, avec prise d'effet le 1er avril 2009.
L'augmentation du coût de l'énergie de référence dans les
tarifs de base, qui passe de 6,73 cents le kilowattheure
("kWh") à 7,7 cents le kWh, donne lieu à une diminution du
montant des coûts de l'énergie qui devront être recouvrés
auprès de la clientèle du fait du mécanisme d'ajustement
du coût de l'électricité ("MACE"). En outre, l'IRAC a
approuvé le report des coûts de l'énergie de remplacement
relativement à la centrale nucléaire Pointe Lepreau pour
2009, de même que le prolongement de la période
d'amortissement du MACE à douze mois, avec prise d'effet
le 1er avril 2009. L'IRAC a en outre approuvé, telle
qu'elle a été déposée, la demande de RCP maximal autorisé
de 9,75 % pour 2009, en baisse par rapport au RCP autorisé
de 10,00 % pour 2008. L'effet global sur les taux facturés
aux clients pour 2009 est une hausse de 5,3 % d'après une
consommation moyenne de 650 kWh par mois.
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FortisOntario - En août 2008, Canadian Niagara Power a déposé une demande
portant sur le coût du service pour 2009 qui sollicitait
un nouveau calcul des tarifs de distribution en fonction
de l'année témoin future 2009. La demande tient compte
d'une structure du capital qui est réputée comprendre 56,7
% de titres de créance et 43,3 % de capitaux propres, et,
comme l'exige la CEO, qui reflète un RCP préliminaire de
8,39 %. La demande propose des augmentations des tarifs de
distribution de 4,9 %, 9,4 % et 7,1 % respectivement pour
Fort Erie, Gananoque et Port Colborne, avec prise d'effet
le 1er mai 2009. Les augmentations proposées tiennent
compte principalement de l'incidence des mises à niveau
du réseau de distribution. L'audience relative à la
demande a commencé au cours du quatrième trimestre de
2008.
- En mars 2009, la CEO a annoncé le lancement d'un processus
de consultation auprès des services publics ontariens
qu'elle règlemente afin de déterminer si l'état actuel de
l'économie et du marché des capitaux justifie un
rajustement des valeurs des paramètres de calcul de coût
du capital établi selon la méthode actuelle.
- En avril 2009, la CEO a délivré une ordonnance tarifaire
provisoire stipulant que les tarifs de distribution
d'électricité en vigueur de Canadian Niagara Power sont
maintenus comme tarifs intermédiaires, avec prise d'effet
le 1er mai 2009.
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Belize - En juin 2008, la PUC a rendu sa décision finale à l'égard
Electricity de la demande tarifaire de Belize Electricity pour
2008/2009, rejetant la plupart des recommandations de
l'expert indépendant nommé par la PUC afin d'examiner la
décision initiale rendue à l'égard de la demande tarifaire
de Belize Electricity pour 2008/2009, et n'accordent pas
l'augmentation demandée du tarif moyen général de
l'électricité. La PUC a aussi ordonné un rajustement
rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux résultats
financiers de l'exercice précédent de Belize Electricity.
En substance, le rajustement représentait le rejet de
coûts du combustible et de l'électricité achetée engagés
antérieurement. La PUC a aussi réduit le RAB autorisé
cible de Belize Electricity, le faisant passer de 12 % à
10 % au moyen d'une réduction du volet DVA du tarif moyen
de l'électricité. En conséquence directe de la décision
finale de juin 2008, Belize Electricity a comptabilisé une
charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) (dont 13
millions $ représentaient la quote-part de la Société)
dans les coûts de l'approvisionnement énergétique au cours
du deuxième trimestre de 2008. La décision finale n'a pas
d'incidence sur les activités de production non
réglementées de la Société au Belize.
- La décision finale proposait aussi l'utilisation d'un
mécanisme automatique, qui sera finalisé par la PUC, pour
rajuster mensuellement, avec un décalage de deux mois, la
composante coût de l'électricité du tarif pour refléter
les coûts réels de l'électricité. Le mécanisme
d'ajustement automatique, qui était rétroactif avec prise
d'effet le 1er septembre 2008, permet le recouvrement
auprès de la clientèle, ou le remboursement à celle-ci,
des coûts réels de l'électricité qui varient, par rapport
au coût de référence de l'électricité, de plus d'un seuil
de 10 %.
- En février 2009, la PUC a modifié la décision finale
relative à la demande tarifaire pour 2008/2009 de Belize
Electricity (la "modification"), en vigueur pour la
période du 1er janvier 2009 au 30 juin 2009. La
modification prévoit une augmentation du volet DVA du
tarif moyen de l'électricité permettant à Belize
Electricity de toucher un RAB autorisé cible de 12 %,
mais a aussi pour résultat de réduire la composante coût
de l'électricité du tarif moyen d'électricité, du fait
d'une baisse globale du coût de l'électricité. Par
conséquent, la modification s'est traduite par une
diminution globale du tarif moyen de l'électricité, qui
est passé de 44,1 cents BZ le kWh à 37,5 cents BZ le kWh.
La modification prévoit aussi une baisse de la valeur de
l'actif réglementaire sur laquelle le RAB autorisé est
fondé, tout en augmentant les charges d'exploitation d'un
montant équivalent, et une réduction de l'amortissement,
des impôts et taxes et des droits ainsi que des besoins de
revenus connexes.
- Les modifications apportées à la législation sur
l'électricité par le gouvernement du Belize et la PUC, et
la décision finale de juin 2008 et la modification, qui
étaient fondées sur les lois modifiées, ont fait l'objet
d'une contestation judiciaire par Belize Electricity dans
le cadre de plusieurs instances. Le processus judiciaire
se poursuit, donnant lieu à des décisions provisoires, des
jugements et des appels. A l'heure actuelle, il est
impossible de prédire quand ces instances s'achèveront et
quelle en sera l'issue finale. Cependant, la Cour suprême
du Belize a approuvé une injonction contre la modification
jusqu'à ce que l'appel de Belize Electricity de la
décision finale de juin 2008 soit instruit devant la Cour.
- En avril 2009, Belize Electricity a déposé sa demande de
révision tarifaire annuelle pour la période tarifaire
annuelle allant du 1er juillet 2009 au 30 juin 2010 (la "
demande tarifaire pour 2009/2010"), proposant une baisse
de 6 % du tarif moyen de l'électricité, de même qu'une
écriture de contrepassation de la charge de 36 millions $
BZ, décrite ci-dessus. La PUC n'a pas accepté la demande
tarifaire pour 2009-2010 invoquant qu'aucune révision
tarifaire annuelle n'était en cours.
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Caribbean - En janvier 2009, un plan quinquennal d'investissement
Utilities en immobilisations (" PII ") modifié totalisant 246
millions $ US a été soumis à l'ERA. En mars 2009, l'ERA a
approuvé le PII 2009 de 48 millions $ US de la société.
Les investissements en immobilisations pour 2010 à 2013
font encore l'objet d'une révision par l'ERA.
- En janvier 2009, Caribbean Utilities a présenté son
programme de sources d'énergie renouvelable appartenant à
la clientèle. Ce programme permet aux clients sur Grand
Caïman de brancher des systèmes d'énergie renouvelable au
réseau de distribution de la société et de produire leur
propre électricité à partir de sources d'énergie
renouvelable tout en demeurant branchés au réseau de
Caribbean Utilities. La société a reçu de nombreuses
demandes de renseignements d'intéressés.
- En avril 2009, Caribbean Utilities a présenté un rapport à
l'ERA faisant état d'une augmentation permise de 2,4 % des
tarifs d'électricité imposés à la clientèle, avec prise
d'effet le 1er juin 2009, en conformité avec le mécanisme
d'ajustement tarifaire aux termes de la licence du service
public.
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Fortis Turks - En mars 2009, Fortis Turks and Caicos, dans son dépôt
and Caicos réglementaire annuel pour 2008, mettait l'accent sur le
rendement de la société en 2008 et sur ses projets de
dépenses en immobilisations liées à l'expansion pour 2009.
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SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

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

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Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 31 mars 2009 et le 31 décembre 2008
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Augmentation/
(diminution)
Compte du bilan (en millions $) Explication
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Débiteurs 54 L'augmentation est principalement
attribuable à l'incidence d'une hausse
saisonnière des ventes des sociétés
Terasen Gas et de Newfoundland Power, en
partie contrebalancée par l'incidence
d'une baisse de la composante carburant
facturée par Caribbean Utilities et
Fortis Turks and Caicos découlant du
recul des prix du carburant.
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Actifs 608 L'augmentation s'explique surtout par la
Réglementaires comptabilisation d'actifs réglementaires
à court et à de 534 millions $ au 31 mars 2009 liée
long terme à la constatation d'impôts futurs par
suite de l'adoption du chapitre 3465
modifié, "Impôts sur les bénéfices",
avec prise d'effet le 1er janvier 2009.
Le reste de l'augmentation est lié
surtout au report réglementaire de
montants associés à la variation de la
juste valeur de marché des swaps et
options sur gaz naturel des sociétés
Terasen Gas.
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Stocks (138) La diminution a été entraînée par une
réduction saisonnière normale du gaz en
stock des sociétés Terasen Gas.
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Actifs d'impôts 31 L'augmentation a trait à la
futurs à court comptabilisation des impôts futurs par
et à long terme suite de l'adoption du chapitre 3465
modifié, "Impôts sur les bénéfices",
avec prise d'effet le 1er janvier 2009.
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Autres actifs (64) La diminution est liée à une réduction
nette de 61 millions $ associée au
passage à la méthode de comptabilisation
à la valeur de consolidation pour la
participation de la Société dans
Exploits River Hydro Partnership
("société Exploits"), à compter du 13
février 2009. Auparavant, les résultats
financiers de la société Exploits
étaient intégrés dans les états
financiers consolidés de la Société.
Pour une analyse de la relation avec la
société Exploits, consulter la rubrique
"Estimations comptables critiques -
Eventualités" du présent rapport de
gestion.
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Immobilisations 144 L'augmentation a trait essentiellement
de services publics aux 210 millions $ investis dans les
réseaux d'électricité et de gaz, ajoutés
à l'effet de change dû à la conversion
des immobilisations de services publics
libellées en monnaie étrangère.
L'augmentation a été partiellement
neutralisée par l'amortissement et les
apports de la clientèle pour les trois
mois terminés le 31 mars 2009.
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Ecart 12 L'augmentation est attribuable à l'effet
d'acquisition de change dû à la conversion de l'écart
d'acquisition libellé en dollars
américains combiné au rajustement de
l'écart d'acquisition des sociétés
Terasen Gas par suite de l'adoption du
chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les
bénéfices", avec prise d'effet le 1er
janvier 2009.
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Emprunts à court (149) La diminution découle du remboursement
terme d'emprunts à court terme par TGI à même
le produit de l'émission de titres de
créance à long terme, combiné à la
baisse des emprunts effectués par les
sociétés Terasen Gas en raison du
caractère saisonnier de leurs activités.
---------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les (29) La diminution a trait essentiellement
bénéfices à payer au calendrier des paiements d'impôts sur
les bénéfices des sociétés Terasen Gas
et de Newfoundland Power.
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Passifs 127 L'augmentation s'explique surtout
réglementaires à par la comptabilisation de passifs
court et à long réglementaires de 56 millions $ au 31
terme mars 2009 liée à la constatation
d'impôts futurs par suite de l'adoption
du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur
les bénéfices", avec prise d'effet le
1er janvier 2009. Le reste de
l'augmentation est lié à la diminution
des coûts du gaz naturel des sociétés
Terasen Gas, ainsi qu'à la baisse du
coût du combustible et de l'électricité
achetée pour Belize Electricity au cours
du premier trimestre de 2009, par
rapport aux montants récupérés dans les
tarifs imposés à la clientèle au cours
de la même période.
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Passifs d'impôts 471 L'augmentation est principalement
futurs à court et attribuable à la comptabilisation
à long terme d'impôts futurs par suite de l'adoption
du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur
les bénéfices", avec prise d'effet le
1er janvier 2009.
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Crédits reportés 19 L'augmentation est surtout liée au
reclassement de 19 millions $ dans les
impôts futurs par suite de l'adoption du
chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les
bénéfices", avec prise d'effet le 1er
janvier 2009. Auparavant, ce montant
était porté en réduction des obligations
au titre des avantages complémentaires
de retraite des sociétés Terasen Gas.
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Dette à long terme 162 L'augmentation découle principalement
et obligations de l'émission de titres de créance à
liées aux contrats long terme et de l'effet de change dû à
de location- la conversion de la dette libellée en
acquisition (y monnaie étrangère, en partie
compris la tranche contrebalancés par la diminution de
échéant à moins 61 millions $ associée au passage à la
d'un an) méthode de comptabilisation à la valeur
de consolidation pour la participation
de la Société dans la société Exploits,
à compter du 13 février 2009.
Auparavant, les résultats financiers de
la société Exploits étaient intégrés
dans les états financiers consolidés de
la Société. Pour une analyse de la
relation avec la société Exploits,
consulter la rubrique "Estimations
comptables critiques - Eventualités" du
présent rapport de gestion.

En février 2009, TGI a émis des
débentures non garanties 30 ans d'un
capital de 100 millions $, dont le
produit net a été affecté au
remboursement d'emprunts à court terme.
En février 2009, FortisAlberta a émis
des débentures 30 ans d'un capital de
100 millions $ dont le produit net a été
affecté au remboursement des emprunts
sur des facilités de crédit consenties
et aux fins générales du siège social.
La diminution des emprunts sur des
facilités de crédit consenties de
FortisAlberta a été contrebalancée par
l'augmentation des emprunts sur les
facilités de crédit consenties de
Newfoundland Power et de la Société.
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Capitaux propres 70 L'augmentation s'explique surtout par le
bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires pour les trois mois terminés
le 31 mars 2009, moins les dividendes
sur actions ordinaires. Le reste de
l'augmentation est lié à l'émission
d'actions ordinaires en vertu des
régimes d'achat d'actions, de
réinvestissement des dividendes et
d'options sur actions de la Société, et
à une baisse de la perte au titre du
cumul des autres éléments du résultat
étendu.
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SITUATION DE TRESORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Le tableau qui suit présente les sources et les affectations des flux de trésorerie consolidés de la Société pour le premier trimestre de 2009, comparativement au premier trimestre de 2008, et est suivi d'une analyse de la nature des variations des flux de trésorerie par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.



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Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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(en millions $) 2009 2008 Variation
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Trésorerie au début de la période 66 58 8
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à ce qui suit :
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Activités d'exploitation 229 193 36
-------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement (210) (148) (62)
-------------------------------------------------------------------------
Activités de financement 9 (36) 45
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la fin de la période 94 67 27
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, ont été de 229 millions $, soit une hausse de 36 millions $ par rapport à 193 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est liée à FortisAlberta et reflète l'incidence du calendrier des paiements des coûts de transport à l'Alberta Electric System Operator ("AESO") pour 2008.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été plus élevés de 62 millions $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Au cours du premier trimestre de 2008, TGI a reçu un produit d'environ 14 millions $ de la vente de terrains excédentaires. En excluant l'incidence de la vente de terrains excédentaires en 2008, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont augmenté de 48 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de l'augmentation des dépenses brutes en immobilisations. Les dépenses brutes en immobilisations ont atteint 219 millions $ pour le premier trimestre de 2009, soit 45 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette augmentation est attribuable aux dépenses en immobilisations de services publics de FortisAlberta, des sociétés Terasen Gas et de Caribbean Utilities.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 9 millions $ pour le premier trimestre, comparativement à des flux de trésorerie affectés aux activités de financement de 36 millions $ pour le trimestre correspondant de 2008.

Les remboursements nets d'emprunts à court terme ont été de 150 millions $ pour le premier trimestre de 2009, soit 117 millions $ de plus que les remboursements nets de 33 millions $ pour le même trimestre de 2008. Les remboursements nets pour le premier trimestre de 2009 sont liés au produit net que TGI a tiré de l'émission de débentures non garanties d'un capital de 100 millions $.

Le produit de l'émission de titres de créance à long terme, déduction faite des frais d'émission, les remboursements sur la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de location-acquisition, et les emprunts (remboursements), montant net, sur les facilités de crédit consenties pour le premier trimestre de 2009, comparés à ceux du trimestre correspondant de 2008, sont résumés dans les tableaux qui suivent.



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Fortis Inc.
Produit de l'émission de titres de créance à long terme,
déduction faite des frais d'émission (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
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(en millions $) 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas 99(1) 248(2) (149)
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FortisAlberta 99(3) - 99
-------------------------------------------------------------------------
Divers - 2 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Total 198 250 (52)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Emission par TGI, en février 2009, de débentures-billets non garanties
à 6,55 % d'un capital de 100 millions $, venant à échéance en février
2039. Le produit net est affecté au remboursement des emprunts sur les
facilités de crédit ainsi qu'au remboursement de débentures non
garanties de 60 millions $ qui viennent à échéance en juin 2009.
(2) Emission par TGVI, en février 2008, de débentures non garanties de
premier rang à 6,05 % d'un capital de 250 millions $, venant à échéance
en février 2038. Le produit net a été affecté au remboursement
d'emprunts sur les facilités de crédit consenties.
(3) Emission, en février 2009, de débentures non garanties de premier rang
à 7,06 % d'un capital de 100 millions $, venant à échéance en février
2039. Le produit net a été affecté au remboursement d'emprunts sur les
facilités de crédit consenties et aux fins générales du siège social.
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



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-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Remboursements sur la dette à long terme et obligations
liées aux contrats de location-acquisition (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation
------------------------------------------------------------------------
Fortis Properties (2) (3) 1
-------------------------------------------------------------------------
Divers (4) (2) (2)
-------------------------------------------------------------------------
Total (6) (5) (1)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
(Remboursements) emprunts, montant net, sur les facilités de
crédit consenties (non vérifié)
Trimestres terminés les 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2009 2008 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - (265) 265
-------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta (54) 72 (126)
-------------------------------------------------------------------------
FortisBC 5 - 5
-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 30 20 10
-------------------------------------------------------------------------
Siège social 24 (38) 62
-------------------------------------------------------------------------
Total 5 (211) 216
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Les emprunts effectués par les sociétés de services publics sur les facilités de crédit servent principalement aux programmes de dépenses en immobilisations de ces services publics ou à leurs besoins de fonds de roulement. Les remboursements sont surtout financés par l'émission de titres de créance à long terme, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et/ou les injections de capitaux propres par Fortis. Le produit tiré de temps à autre des émissions d'actions privilégiées, d'actions ordinaires et de titres de créance à long terme est affecté au remboursement des emprunts faits sur la facilité de crédit consentie de la Société.

Le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires a augmenté de 7 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, reflétant l'incidence de la modification et de la bonification, avec prise d'effet le 1er mars 2009, du Régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de la Société. Ce régime offre aux actionnaires ordinaires participants un escompte de 2 % à l'achat d'actions ordinaires, émises sur son capital-actions autorisé, avec des dividendes réinvestis.

Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 44 millions $ pour le premier trimestre de 2009, en hausse de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse reflète une augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation, en raison surtout du placement dans le public de 11,7 millions d'actions ordinaires en décembre 2008, et du dividende déclaré par action ordinaire plus élevé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le dividende déclaré par action ordinaire s'est établi à 0,26 $ au premier trimestre de 2009, comparativement à 0,25 $ au premier trimestre de 2008.

Les dividendes sur actions privilégiées ont augmenté de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison des dividendes associés aux actions privilégiées de premier rang série G d'un capital de 9,2 millions $ qui ont été émises au cours du deuxième trimestre de 2008.

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



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-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
Au 31 mars 2009
-------------------------------------------------------------------------
De un De Plus
Moins an à quatre à de
(en millions $) Total d'un an trois ans cinq ans cinq ans
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 5 286 234 300 309 4 443
-------------------------------------------------------------------------
Poste de transformation
Brilliant 62 2 5 5 50
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats d'achat
de gaz (en fonction
des prix des indices
au 31 mars 2009) 265 227 38 - -
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat
d'électricité
FortisBC 2 819 39 77 77 2 626

FortisOntario 543 43 94 98 308

Maritime Electric 53 33 2 2 16

Belize Electricity(1) 297 14 31 32 220
-------------------------------------------------------------------------
Coût en capital 396 17 40 40 299
-------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les
actifs à utilisation
commune et les
services partagés 62 3 6 6 47
-------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux
- FortisBC 19 1 4 2 12
-------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats de
location-exploitation 162 18 34 28 82
-------------------------------------------------------------------------
Engagement
d'acquisition
d'équipement -
Caribbean Utilities 21 21 - - -
-------------------------------------------------------------------------
Divers 18 4 8 5 1
-------------------------------------------------------------------------
Total 10 003 656 639 604 8 104
-------------------------------------------------------------------------
(1) Compte tenu d'un nouveau contrat d'achat d'électricité de 15 ans avec
Belize Aquaculture Limited (" BAL "). Le contrat prévoit que BAL
fournira une capacité de production pouvant atteindre 15 MW par BAL et
vient à échéance en avril 2024.

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

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


Selon les dernières évaluations actuarielles finalisées, les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société devraient totaliser environ 18 millions $ en 2009, 15 millions $ en 2010 et 2 millions $ pour chacune des années 2011, 2012 et 2013. Ces cotisations à la capitalisation des régimes de retraite tiennent compte des cotisations additionnelles établies dans le cadre des évaluations actuarielles en date du 31 décembre 2008 finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour ce qui est des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société, et celles établies dans le cadre d'une évaluation actuarielle en date du 31 décembre 2007 portant sur un régime de retraite à prestations déterminées de Terasen, également finalisée au cours du premier trimestre de 2009.

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

Structure du capital : Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, nécessitent un accès constant à des capitaux pour permettre aux entreprises de services publics de financer l'entretien et l'expansion de leurs réseaux. Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs.

Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient la structure du capital qui lui est propre et qui est conforme à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise.

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



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux
-------------------------------------------------------------------------
31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 453 59,1 5 468 59,5
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 7,2 667 7,3
-------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
attribuables aux
actionnaires ordinaires 3 116 33,7 3 046 33,2
-------------------------------------------------------------------------
Total 9 236 100,0 9 181 100,0
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de
location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un an, et les
emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


La modification de la structure du capital est attribuable au bénéfice net attribuable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires de 48 millions $ pour le premier trimestre de 2009.

Les notes de la Société se présentent comme suit :



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


Les notes reflètent la diversité des activités de Fortis, la nature autonome et la séparation financière de chaque filiale réglementée de Fortis, l'engagement de la direction à contenir les niveaux d'endettement au niveau de la société de portefeuille et l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition de services publics réglementés stables.

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

Au cours du premier trimestre de 2009, les dépenses en immobilisations consolidées brutes ont totalisé 219 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour le premier trimestre de 2009.



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Fortis Inc.
Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)(1)
Trimestre terminé le 31 mars 2009
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Servi-
Total- ces
Autres Servi- pub- Servi-
Services ces lics ces
publics pub- régle- pub-
New- régle- lics mentés lics
Found- mentés régle- dans non
Sociétés Fortis land au mentés les régle- Fortis
Terasen Alberta Fortis- Power Canada au Caraï- mentés Proper-
Gas(2) (2), (3) BC(2) (2) (2) Canada bes (4) ties Total
--------------------------------------------------------------------------
50 90 22 13 12 187 20 7 5 219
--------------------------------------------------------------------------
(1) Se rapportant aux immobilisations de services publics, aux biens
productifs et aux actifs incorporels, et comprennent les dépenses
associées aux actifs en construction.
(2) Comprennent les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des
lieux, déduction faite du produit de récupération, qui sont admissibles
dans la base tarifaire.
(3) Comprennent les paiements versés à l'AESO au titre des investissements
dans des projets d'immobilisations de transport.
(4) Comprennent les dépenses en immobilisations des activités de production
non réglementées, des services publics de gaz non réglementés et du
siège social.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Les dépenses en immobilisations brutes consolidés prévues pour 2009 sont évaluées à environ 1 milliard $, ce qui équivaut aux dépenses présentées dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande d'énergie, des conditions climatiques et du coût de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs, y compris la situation économique, qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues.

Il n'y a eu aucun changement important quant au niveau global, à la nature et au calendrier prévus de certains projets d'immobilisations par rapport à l'information fournie à cet égard dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008, sauf ceux décrits ci-après pour FortisAlberta.

FortisAlberta a révisé ses prévisions de dépenses en immobilisations relatives au remplacement des compteurs traditionnels par la nouvelle infrastructure de comptage automatisé. A la demande de la direction du Ministère de l'énergie de l'Alberta sur les capacités de la nouvelle infrastructure, FortisAlberta a modifié la portée prévue de son programme de comptage automatisé, entraînant une augmentation du coût global prévu pour le projet qui est passé de 124 millions $, tel qu'il est présenté dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à 161 millions $.

Au cours des cinq prochains exercices, les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre environ 4,5 milliards $. Des dépenses en immobilisations d'environ 3,1 milliards $ devraient être engagées par les services publics réglementés d'électricité, principalement par FortisAlberta, FortisBC et les activités de services publics réglementés de la Société dans les Caraïbes. Environ 1,2 milliard $ devraient être engagés par les services publics réglementés de gaz. Les dépenses en immobilisations des services publics réglementés sont assujetties à une approbation réglementaire. Les dépenses en immobilisations des services publics non réglementés devraient totaliser autour de 200 millions $ pour la même période.

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

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

La direction prévoit que les échéances et les remboursements de la dette à long terme consolidée se chiffreront à environ 170 millions $ par an au cours des cinq prochains exercices. Les facilités de crédit disponibles, jumelées aux montants restreints des échéances et remboursements annuels de la dette apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment de recourir aux marchés des titres de créance ou des actions.

Au 31 mars 2009, Fortis et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity respectaient leurs clauses restrictives et devraient continuer de le faire en 2009.

Par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarif pour 2008/2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives à l'égard de prêts totalisant 9 millions $ (14 millions $ BZ) au 31 mars 2009, auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement et la Banque de développement des Caraïbes. La société a avisé les prêteurs de cette situation et elle a demandé les dispenses appropriées. Belize Electricity ne respecte pas non plus certaines clauses restrictives de sa dette, ce qui empêche le service public de contracter de nouvelles dettes ou de déclarer des dividendes.

Au 31 mars 2009, Fortis et ses filiales avaient des lignes de crédit autorisées consolidées de 2,2 milliards $, dont 1,6 milliard $ étaient inutilisés, y compris 544 millions $ inutilisés sur la facilité de crédit renouvelable consentie de 600 millions $ de la Société. Les facilités de crédit sont presque en totalité contractées auprès des sept plus importantes banques canadiennes, aucune banque ne représentant plus de 25 % de ces facilités. Une tranche d'environ 2,0 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités consenties, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

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



--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
Services Total au Total au 31
Siège social publics Fortis 31 mars décembre
(en millions $) et autres réglementés Properties 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités de
crédit 715 1 502 13 2 230 2 228
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
utilisées :
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (261) - (261) (410)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long
terme (56) (165) - (221) (224)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (1) (102) (1) (104) (104)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
disponibles 658 974 12 1 644 1 490
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

Services publics réglementés

Au cours du premier trimestre de 2009, FortisBC a négocié des modifications à sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $, y compris pour repousser l'échéance d'une portion de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et celle d'une portion de 100 millions $ de la facilité, de mai 2009 à mai 2010. La facilité de crédit modifiée devrait être finalisée au cours du deuxième trimestre de 2009.

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

Au cours du deuxième trimestre de 2009, Terasen Inc. prévoit renégocier sa facilité de crédit renouvelable consentie de 100 millions $ qui arrive à échéance en mai 2009.

INSTRUMENTS FINANCIERS

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

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



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Instruments financiers (non vérifié)
-------------------------------------------------------------------------
Au 31 mars 2009 Au 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
Juste Juste
valeur Valeur Valeur Valeur
(en millions $) comptable estimative comptable estimative
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme,
y compris la
tranche échéant à
moins d'un an(1) 5 251 5 239 5 088 4 959
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées
classées comme
dette(2) 320 327 320 329
-------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur comptable au 31 mars 2009 est présentée déduction faite des
frais financiers reportés non amortis de 35 millions $ (34 millions $
au 31 décembre 2008).
(2) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres ne répondent
pas à la définition d'un instrument financier; cependant, la juste
valeur estimative des actions privilégiées de la Société d'un capital
de 347 millions $ classées comme capitaux propres s'élevait à 303
millions $ au 31 mars 2009 (valeur comptable de 347 millions $ et juste
valeur de 268 millions $ au 31 décembre 2008).
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Gestion du risque : Le bénéfice de la Société tiré des filiales étrangères autonomes et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition au moyen d'emprunts en dollars américains. Le gain ou la perte de change sur la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains contrebalance partiellement la perte ou le gain de change sur la conversion du bénéfice des filiales étrangères de la Société, qui est libellé en dollars américains ou dans une monnaie fondée sur le dollar américain. La monnaie de présentation de Belize Electricity est le dollar bélizien, alors que celle de Caribbean Utilities, de FortisUS Energy Corporation, de Belize Electric Company Limited et de Fortis Turks and Caicos est le dollar américain. Le dollar bélizien ($ BZ) est fondé sur le dollar américain à raison de 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. Au 31 mars 2009, la totalité de la dette à long terme de 403 millions $ US de la Société et détenue par elle était désignée à titre de couverture d'une tranche des investissements nets dans des établissements étrangers de la Société. L'effet de change dû à la conversion des emprunts en dollars américains de la Société et détenus par elle désignés comme couvertures est comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu et contribue à contrebalancer les gains et les pertes de change latents sur les investissements nets dans des établissements étrangers, qui sont aussi comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu. Au 31 mars 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 125 millions $ US non encore couverts.

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

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



------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Instruments financiers dérivés (non vérifié)
------------------------------------------------------------------------
Au 31 mars 2009 Au 31 décembre 2008
------------------------------------------------------------------------
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
Durée comptable estimative comptable estimative
jusqu'à Nombre (en (en (en (en
Actif l'échéance de millions millions millions millions
(passif) (en années) contrats $) $) $) $)
------------------------------------------------------------------------
Swaps de plus
taux petit
d'intérêt que 2 2 - - - -
------------------------------------------------------------------------
Contrat de
change à Approx.
terme 2 1 8 8 7 7
------------------------------------------------------------------------
Dérivés sur
gaz naturel :
------------------------------------------------------------------------
Swaps et Jusqu'à
options 2,5 189 (172) (172) (84) (84)
------------------------------------------------------------------------
Obligations
liées aux
contrats
d'achat de Jusqu'à
gaz 2,5 32 2 2 (8) (8)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Les swaps de taux d'intérêt sont détenus par Fortis Properties et sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable, et viennent à échéance en juillet 2009 et en octobre 2010. La tranche efficace des variations de la valeur des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu.

Le contrat de change à terme est détenu par TGVI et est désigné comme couverture du risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 55 millions $ US devant être payés en vertu d'un contrat visant la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié. Les dérivés sur gaz naturel sont détenus par les sociétés Terasen Gas et servent à bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel, la majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel étant assortis de prix variables au lieu de prix fixes. Les variations de la juste valeur du contrat de change à terme et des dérivés sur gaz naturel sont reportées à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve d'une approbation réglementaire, aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs. La juste valeur des contrats de change à terme était comptabilisée dans les débiteurs au 31 mars 2009 et au 31 décembre 2008. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel était comptabilisée dans les créditeurs au 31 mars 2009 (170 millions $) et au 31 décembre 2008 (92 millions $).

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

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

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 31 mars 2009, la Société n'avait aucun arrangement hors bilan tels que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables, qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités, sur la disponibilité de capitaux, ou sur les besoins de sources de capitaux.

GESTION DES RISQUES D'AFFAIRES

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

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

Conséquences de la récession économique mondiale

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

Dépenses en immobilisations : Les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre environ 1 milliard $ pour 2009 et 4,5 milliards $ pour les cinq prochains exercices. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande de la clientèle, des conditions climatiques et du coût de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs, y compris la situation économique, qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues. Une forte baisse de la demande d'énergie dans les territoires de service de la Société, en conséquence d'un ralentissement grave et prolongé des conditions économiques, pourrait provoquer une baisse des dépenses en immobilisations qui, à son tour, se répercuterait sur la base tarifaire et la croissance du bénéfice.

Flux de trésorerie : La Société ne prévoit pas de baisse importante des flux de trésorerie d'exploitation annuels consolidés en 2009 sous l'effet continu de la récession économique mondiale. Les filiales prévoient être en mesure d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2009.

Coût du capital et accès au capital : La volatilité des marchés des capitaux et financiers mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses services publics et par une modification de la fréquence des émissions en 2009. Bien que les coûts d'emprunt risquent fort de monter, puisque de nouveaux titres de créance à long terme devront être émis à des taux plus élevés, justifiés par les différentiels de taux qui se sont creusés, la Société et ses services publics prévoient continuer d'avoir un accès raisonnable à du capital à court et à moyen terme. En février 2009, FortisAlberta et TGI ont mobilisé 100 millions $ chacune au moyen de l'émission de débentures non garanties 30 ans à des taux respectifs de 7,06 % et 6,55 %. Les taux qu'elles ont obtenus ont été, en moyenne, 100 points de base plus élevés que ceux qui auraient été obtenus au cours de la même période de 2008. Le coût des facilités de crédit renouvelées ou prorogées pourrait aussi augmenter dans le futur; toutefois, toute hausse des intérêts débiteurs ou des frais ne devrait pas avoir d'incidence financière importante sur la Société et ses services publics en 2009 puisque la majeure partie du total des facilités de crédit consenties comporte des échéances situées entre 2011 et 2013. En raison de la nature réglementée des services publics de la Société, la hausse des coûts d'emprunt peut être recouverte dans les tarifs futurs imposés à la clientèle.

Rendements réglementés autorisés : Les mécanismes d'ajustement du RCP liés au rendement des obligations à long terme du Canada utilisé par les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power, ont donné des RCP autorisés qui ne reflètent pas la hausse du coût du capital associée à la détérioration des conditions du marché des capitaux, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur la situation financière, les résultats d'exploitation et les flux de trésorerie des sociétés de services publics réglementés. Pour redresser la situation, TGI et TGVI prévoient demander un examen de leur mécanisme général d'ajustement du RCP respectif actuel et de leur composante capitaux propres réputée de la structure du capital, parallèlement au dépôt de leur demande de besoins de revenus pour 2010 prévu au cours de l'été 2009. Certains organismes de réglementation canadiens ont commencé à examiner les mécanismes d'ajustement du RCP compte tenu des conditions actuelles du marché des capitaux. FortisAlberta prend actuellement part à une instance générale sur les coûts en capital instituée par son organisme de réglementation visant à procéder à l'examen du calcul pour 2009 des RCP et des niveaux de structures du capital des services publics de gaz, d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta qui sont réglementés par l'AUC. L'Office national de l'énergie ("ONE") procède également à l'examen du coût du capital et des niveaux de RCP. Récemment, l'ONE a rendu une décision concernant l'augmentation du coût total du capital réglementé de Trans Québec et Maritimes inc. ("TQM"), service public réglementé canadien d'exploitation de gazoducs, qui s'est traduite par une hausse d'environ 100 points de base du RCP autorisé pour 2008 de TQM. L'augmentation du coût total du capital et du RCP autorisé est attribuable à une modification de méthode qui fait en sorte que l'on tient compte maintenant d'informations du marché des capitaux, qui englobent notamment les changements ayant eu une incidence sur les marchés financiers et les conditions économiques. L'ONE est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur de l'énergie au Canada. En mars 2009, la CEO a annoncé le lancement d'un processus de consultation auprès des sociétés de services publics ontariens qu'elle réglemente afin de déterminer si l'état actuel de l'économie et du marché des capitaux actuels justifie un rajustement des valeurs des paramètres pour calculer le coût du capital établi selon la méthode actuelle.

Résultats d'exploitation : La réalisation d'une croissance interne des produits et du bénéfice de la division hôtelière de Fortis Properties pourrait poser un défi en 2009 en raison des retombées de la récession économique mondiale qui devrait persister et de son incidence sur les déplacements de loisirs et d'affaires et les séjours hôteliers. Dans les Caraïbes, le niveau et les variations du tourisme et des activités connexes, qui sont étroitement liés à la situation économique, rejaillissent sur les ventes d'électricité puisqu'elles touchent la demande d'électricité des grands hôtels et des immeubles d'habitation en copropriété qui sont desservis par les services publics réglementés de la Société dans cette région. Par conséquent, les ventes d'électricité par les services publics réglementés d'électricité de la Société dans les Caraïbes en 2009 devraient progresser d'environ 3 %, ce qui représente une légère diminution par rapport à la progression d'environ 4 % indiquée dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. En 2008, les ventes d'électricité avaient augmenté d'environ 6 %. Bien que les prévisions pour 2009 à l'égard des arrivées de touristes et des taux d'occupation dans les hôtels de la région des Caraïbes soient inférieures par rapport à l'exercice précédent, les touristes séjournant dans la région des Caraïbes gagnent habituellement des revenus élevés et sont moins affectés par une conjoncture de récession. Par conséquent, les touristes devraient continuer d'arriver au cours de 2009, mais en moins grand nombre.

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

Régimes de retraite à prestations déterminées : La juste valeur des actifs des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société a diminué d'environ 14 % au cours de 2008, en raison surtout de la conjoncture économique défavorable. Les variations des marchés qui se répercutent sur le rendement des actifs des régimes de retraite et les taux d'actualisation pourraient entraîner des variations importantes des besoins de capitalisation futurs des régimes de retraite et des charges de retraite futures. La baisse de la juste valeur des actifs des régimes de retraite devrait amener une augmentation des obligations de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société. L'incidence globale de la baisse de la juste valeur des actifs des régimes de retraite sur les obligations de capitalisation futures ne peut être établie avant les prochaines évaluations actuarielles finalisées. A l'exception des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société et de l'un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen, les prochaines évaluations actuarielles aux fins de la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées des plus importantes filiales ne seront faites qu'en date des 31 décembre 2009 et 31 décembre 2010. Selon les dernières évaluations actuarielles finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour les régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société et de l'un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen, les obligations de capitalisation des régimes de retraite consolidés pour 2009 et 2010 devraient augmenter d'environ respectivement 1 million $ et 3 millions $, et grimper d'environ 2 millions $ au cours de chacun des exercices 2011, 2012 et 2013, tel qu'il est indiqué dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. Fortis prévoit que toute obligation de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées sera financée surtout au moyen d'une combinaison de flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et des montants disponibles en vertu des facilités de crédit existantes.

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

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

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

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

Notations de crédit : Fortis et ses services publics réglementés ne prévoient pas que les agences de notation procéderont à des décotes importantes à court terme. Toutefois, la crise financière mondiale actuelle a entraîné une certaine critique des agences de notation et de leurs critères, ce qui pourrait entraîner une modification des pratiques et des politiques de notation du crédit. Il n'y a eu aucune modification des notes de la Société et de ses filiales actuellement notées au cours du premier trimestre de 2009. Au cours du premier trimestre de 2009, Moody's a confirmé les notes en vigueur pour TGVI, Newfoundland Power, FortisAlberta et FortisBC, et S&P a confirmé les notes en vigueur pour Maritime Electric et Caribbean Utilities.

MODIFICATION DE NORMES COMPTABLES

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

Depuis le 1er janvier 2009, avec l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100, la Société doit maintenant appliquer le chapitre 1100 à la constatation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Certains actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs continuent de faire l'objet de directives précises par une source première de PCGR du Canada qui ne s'appliquent qu'en des circonstances particulières décrites aux présentes, y compris au chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", au chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et au chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités". Les actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs dont il est question à la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société de 2008, ne font pas l'objet de directives précises d'une source première de PCGR du Canada. Par conséquent, aux termes du chapitre 1100, la Société est tenue d'adopter des conventions comptables qui reposent sur l'exercice du jugement professionnel et qui sont conformes aux notions énoncées dans le chapitre 1000, "Fondements conceptuels des états financiers". Pour l'élaboration de ces conventions comptables, la Société peut consulter d'autres sources, y compris des prises de position publiées par des organismes de normalisation comptable dans d'autres pays. Par conséquent, la Société a établi que, selon le chapitre 1100, tous ses actifs et passifs réglementaires peuvent être constatés selon les PCGR du Canada et que cette présentation est conforme au Statement of Financial Accounting Standards No. 71 du FASB des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation. En date du 1er janvier 2009, l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100 n'avait eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la Société.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, Fortis constate de manière rétroactive les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes, sans retraitement des périodes antérieures, qui sont liés au montant des impôts futurs censés être remboursés aux clients ou récupérés auprès des clients dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité. Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices" sur les états financiers consolidés de la Société, au 1er janvier 2009, comprend une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et des actifs d'impôts futurs de respectivement 487 millions $ et 15 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 531 millions $ et 50 millions $; et une augmentation nette combinée des autres actifs, des immobilisations de services publics, de l'écart d'acquisition, des impôts à payer et des crédits reportés de 9 millions $ associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan. Les actifs et les passifs d'impôts futurs tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels : Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté rétroactivement le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'informations applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels. Au 31 décembre 2008, l'adoption du chapitre 3064 appliqué de manière rétroactive a entraîné un reclassement de 260 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes des immobilisations de services publics de 258 millions $, des biens productifs de 1 million $ et des autres actifs de 1 million $ en raison du reclassement de la valeur comptable nette des terrains, des droits de transport, des droits sur l'eau, des coûts des logiciels, des coûts relatifs aux franchises, des contrats des clients et des autres frais.

Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers : Au cours du premier trimestre de 2009, la Société a adopté le nouvel abrégé des délibérations du Comité sur les problèmes nouveaux ("CPN") 173, "Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers", qui a été publié le 20 janvier 2009. Le CPN-173 exige que le risque de crédit de la Société et celui de ses contreparties soient pris en compte dans l'établissement de la juste valeur d'un instrument financier. Au 31 mars 2009, seuls les instruments financiers dérivés de la Société étaient comptabilisés à la juste valeur, et la plupart étaient hors du cours et comptabilisés à titre de passifs. L'adoption du CPN-173 n'a eu aucune incidence importante sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société.

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS") : En février 2008, le CNC a confirmé que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada devront basculer vers les IFRS en 2011. Le 27 juin 2008, les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ("ACVM") ont publié l'Avis 52-321 du personnel des ACVM, "Adoption anticipée des IFRS", dans lequel on indique que les ACVM seraient disposées à accorder une dispense au cas par cas permettant aux émetteurs canadiens d'établir leurs états financiers selon les IFRS de manière anticipée, à la condition qu'ils soient en mesure de démontrer qu'ils respectent certaines conditions. Fortis ne prévoit pas adopter les IFRS de manière anticipée. En mars 2009, le CNC a publié un deuxième exposé-sondage omnibus sur les IFRS confirmant que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes sont tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification dès le 1er janvier 2011.

La date d'adoption du 1er janvier 2011 exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et de son bilan d'ouverture au 1er janvier 2010. Le CNC propose dans son exposé-sondage omnibus sur les IFRS qu'une entité qui n'a pas appliqué une source première de PCGR publiée mais non encore entrée en vigueur ne soit pas tenue de fournir les informations exigées par le paragraphe 30 du chapitre 1506 "Modifications comptables" du Manuel de l'ICCA à l'égard de cet exposé-sondage.

Fortis continue d'évaluer l'incidence, sur la présentation financière, de l'adoption des IFRS et, à l'heure actuelle, l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne peut être raisonnablement établie ou estimée. Fortis s'attend à devoir présenter beaucoup plus d'information en raison de l'adoption des IFRS et continue d'évaluer la quantité d'informations à fournir de même que les modifications qui pourraient devoir être apportées aux systèmes de collecte et de traitement de l'information exigée.

Fortis a entamé son projet de conversion aux IFRS en 2007 et a établi une structure officielle de gouvernance du projet qui comprend les comités de vérification, la haute direction et des équipes de projet de chacune des filiales de la Société. La gouvernance, la gestion et le soutien du projet sont globalement coordonnés par Fortis Inc. Des rapports réguliers sont présentés au comité de vérification du conseil d'administration de Fortis et à celui des filiales au besoin. Les services d'un conseiller expert externe ont été retenus dans le cadre du projet de conversion aux IFRS.

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

Phase un : Portée et diagnostic. La première phase a été complétée et comportait la planification du projet et la dotation en personnel, ainsi que l'établissement des différences entre les PCGR du Canada actuels et les IFRS. Les secteurs identifiés au cours de cette phase comme comportant des différences comptables qui pourraient avoir le plus d'incidence sur Fortis, selon les IFRS existantes, sont les activités à tarifs réglementés, les immobilisations corporelles, les biens productifs, les provisions et les passifs éventuels, les avantages sociaux, la dépréciation d'actifs, les impôts sur les bénéfices, les regroupements d'entreprises, ainsi que l'adoption initiale des IFRS selon les dispositions de l'IFRS 1, "Première adoption des Normes internationales d'information financière".

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

La Société a terminé une évaluation préliminaire des incidences de l'adoption des IFRS. Toutefois, une évaluation définitive ne peut être faite à l'heure actuelle, et ce, tant que ne sera pas achevé le projet portant sur les activités à tarifs réglementés qui a récemment été ajouté à l'agenda technique de l'International Accounting Standard Board ("IASB"). L'IASB prévoit publier un exposé-sondage sur les activités à tarifs réglementés au cours du troisième trimestre de 2009.

Il est prévu que l'adoption des IFRS aura une incidence sur les besoins en matière de systèmes d'information. Chacune des filiales de la Société évalue actuellement la nécessité de faire des mises à niveau ou d'apporter des modifications aux systèmes pour assurer une conversion efficiente aux IFRS. Dans le cadre de la phase deux, des plans de systèmes d'information sont en préparation en vue de leur mise en oeuvre au cours de la phase trois. A l'heure actuelle, l'incidence sur les systèmes d'information de chacune des filiales ne peut être raisonnablement établie.

Plusieurs organismes de réglementation ayant autorité sur les services publics réglementés de la Société ont entamé leurs propres projets liés aux IFRS pour établir la nature de tout changement qui devrait être apporté aux exigences comptables réglementaires en raison des IFRS. Les services publics réglementés de la Société ont travaillé et continueront de travailler de concert avec leurs organismes de réglementation respectifs pour cerner les questions de transition et suggérer la façon dont ces questions pourraient être traitées.

Phase trois : Mise en oeuvre et examen. La troisième phase devrait commencer vers la moitié de 2009, et comprendra des modifications aux systèmes d'information et aux processus d'affaires, la finalisation des processus formels d'autorisation des modifications recommandées des conventions comptables et le déploiement d'autres programmes de formation destinés à l'ensemble des secteurs financiers de la Société et autres secteurs touchés, au besoin. Cette phase se terminera par la collecte de l'information financière nécessaire à la compilation des états financiers conformes aux IFRS et des rapprochements, l'intégration des IFRS dans les processus d'affaires et l'approbation par le comité de vérification des états financiers conformes aux IFRS.

Fortis poursuivra l'examen de la totalité des projets proposés et en cours de l'IASB, particulièrement le projet portant sur les activités à tarifs réglementés qui a récemment été ajouté à l'agenda technique de l'IASB, ainsi que les modifications proposées à l'IFRS 1 pour les entités exerçant des activités à tarifs réglementés, et participera à tout processus connexe comme il convient.

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

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

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

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

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

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société au cours des trois mois terminés le 31 mars 2009 par rapport à ceux décrits dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à l'exception de ceux décrits ci-après.

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

Eventualités : La Société et ses filiales font l'objet de diverses poursuites judiciaires et demandes de règlement dans le cours normal des affaires. La direction est d'avis que le montant des responsabilités, le cas échéant, à l'égard de ces poursuites n'aurait pas d'incidence importante sur la situation financière ou les résultats d'exploitation de la Société. Il n'y a pas eu de changements importants touchant les passifs éventuels de la Société au cours de la période de trois mois terminée le 31 mars 2009 par rapport à ceux présentés dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, à l'exception de ce qui suit.

Société Exploits

A la suite de l'annonce par Abitibi de son intention de fermer l'usine de papier journal de Grand Falls-Windsor le 31 mars 2009, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a exproprié la plupart des actifs d'Abitibi situés à Terre-Neuve. Les actifs expropriés comprennent les actifs de production hydroélectrique de la société Exploits. La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par Abitibi.

Auparavant, la société Exploits avait contracté un prêt à terme auprès de plusieurs prêteurs pour financer ses actifs. Au 31 décembre 2008, l'encours de ce prêt à terme s'élevait à environ 61 millions $. Le prêt est sans recours contre Fortis ou Abitibi, à titre de copropriétaires de la société Exploits, et est garanti par les actifs de production hydroélectrique et par les contrats connexes couvrant les droits d'exploitation et la vente de l'électricité à Newfoundland Hydro pendant toute la durée du prêt. Bien que l'expropriation ait placé la société Exploits en situation de défaut à l'égard du prêt à terme, les prêteurs n'ont, à ce jour, pas encore exigé le remboursement accéléré du prêt à terme. La société Exploits a respecté le calendrier des paiements sur le prêt à terme pour le trimestre terminé le 31 mars 2009. Au 31 mars 2009, l'encours du prêt à terme était d'environ 60 millions $.

La société Exploits a poursuivi ses activités de production et de vente d'électricité dans le cours normal des affaires jusqu'à la fermeture de l'usine de papier journal le 12 février 2009, date jusqu'à laquelle Newfoundland Hydro a payé à la société Exploits l'énergie produite conformément aux modalités du contrat d'achat d'électricité qui s'appliquaient avant l'expropriation. Le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a interrompu le paiement de l'énergie livrée depuis le 13 février 2009 en attendant l'issue des questions d'expropriation. L'exploitation quotidienne des centrales hydroélectriques a été prise en charge par Nalcor Energy, société d'Etat, en tant que mandataire du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador à l'égard de cette affaire.

Le 24 mars 2009, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a annoncé qu'Abitibi avait rompu les pourparlers avec Nalcor Energy au sujet de l'indemnité à payer relativement aux actifs expropriés. Abitibi, société constituée aux Etats-Unis, a également annoncé son intention de contester l'expropriation de ses actifs et de réclamer une indemnité en vertu de l'Accord de libre-échange nord-américain.

Historiquement, les états financiers de la société Exploits étaient intégrés dans les états financiers consolidés de Fortis. En attendant l'issue des questions susmentionnées, des frais financiers reportés de 2 millions $ et des immobilisations de services publics de 61 millions $ relatifs à la société Exploits ont été reclassés dans les autres actifs, et le prêt à terme de 61 millions $ a été classé à court terme au bilan consolidé de Fortis au 31 décembre 2008.

Au cours du trimestre, l'incertitude provoquée par l'expropriation et la perte de contrôle des flux de trésorerie de la société Exploits ont obligé Fortis à comptabiliser le placement dans la société Exploits selon la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation à compter du 13 février 2009. Par conséquent, les actifs et les passifs de la société Exploits ne sont plus consolidés dans les comptes de Fortis. La quote-part du résultat constaté au cours du premier trimestre de 2009 est équivalente au montant qui aurait été constaté en l'absence d'expropriation. Cette approche est cohérente avec la déclaration du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador de ne pas avoir l'intention de nuire aux partenaires indépendants ni aux prêteurs d'Abitibi.

RESULTATS TRIMESTRIELS

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



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Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)
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Bénéfice
net
attribuable
aux actions Résultat par action
Produits ordinaires ordinaire
Trimestre terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
--------------------------------------------------------------------------
31 mars 2009 1 201 92 0,54 0,52
--------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2008 1 182 76 0,48 0,46
--------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2008 727 49 0,31 0,31
--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2008 848 29 0,19 0,18
--------------------------------------------------------------------------
31 mars 2008 1 146 91 0,58 0,55
--------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2007 1 018 79 0,51 0,49
--------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 651 31 0,20 0,20
--------------------------------------------------------------------------
30 juin 2007 566 41 0,31 0,27
--------------------------------------------------------------------------
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Un résumé des huit derniers trimestres reflète la croissance interne continue de la Société, sa croissance découlant des entreprises acquises et le caractère saisonnier des activités. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. 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. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres. Les résultats du deuxième trimestre, terminé le 30 juin 2008, ont reflété l'incidence défavorable sur Fortis d'une charge de 13 millions $ comptabilisée par Belize Electricity par suite de la décision tarifaire réglementaire rendue en juin 2008. En raison d'une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée pour Newfoundland Power, le bénéfice de cette société de services publics pour 2008 a été moins élevé aux premier et quatrième trimestres, et plus élevé aux deuxième et troisième trimestres par rapport aux mêmes périodes de 2007. La modification de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée n'a eu aucune incidence sur le bénéfice annuel de Newfoundland Power. Les résultats financiers à compter du 1er août 2007 tiennent compte de l'incidence de l'acquisition du Delta Regina en Saskatchewan et, à compter de novembre 2008, ils reflètent l'acquisition du Sheraton Hotel Newfoundland.

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

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

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

30 juin 2008 / 30 juin 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 29 millions $, ou 0,19 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2008, par rapport à un bénéfice de 41 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2007. Les résultats du deuxième trimestre de 2008 comprennent une charge de 13 millions $, ou 0,08 $ l'action ordinaire, représentant la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée antérieurement engagés par Belize Electricity, ainsi qu'une charge non récurrente de 2 millions $ pour FortisOntario liée au remboursement de montants relatifs à une convention d'interconnexion reçus au quatrième trimestre de 2007. En excluant les éléments non récurrents susmentionnés, le bénéfice du deuxième trimestre de 2008 s'est établi à 44 millions $, comparativement à un bénéfice de 41 millions $ pour le deuxième trimestre de 2007. Le bénéfice a inclus l'incidence favorable de la contribution au bénéfice des sociétés Terasen Gas pour un trimestre complet, d'un bénéfice plus élevé pour Newfoundland Power associé à la modification de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, de l'augmentation de la production hydroélectrique non réglementée et de l'amélioration du rendement de Fortis Properties. Ces éléments ont été en partie contrebalancés par un bénéfice moindre pour FortisAlberta étant donné une hausse des impôts sur les bénéfices des sociétés, et par l'augmentation des frais financiers du siège social liée à l'acquisition de Terasen.

PERSPECTIVES

Les dépenses en immobilisations consolidées brutes estimatives seront d'environ 1 milliard $ en 2009 et d'environ 4,5 milliards $ au cours des cinq prochains exercices. Le programme de dépenses en immobilisations de la Société devrait se traduire par une croissance du bénéfice et des dividendes.

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

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 29 avril 2009, la Société avait 169,8 millions d'actions ordinaires; 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série C; 8,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série E; 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang, série F; et 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang, série G, toutes émises et en circulation. Seules les actions ordinaires de la Société sont assorties de droits de vote.

Le nombre d'actions ordinaires de Fortis qui seraient émises si la totalité des options sur actions, des titres de créance convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E étaient convertis au 29 avril 2009 est le suivant :



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Conversion de titres en actions ordinaires (non vérifié)
Au 29 avril 2009
-------------------------------------------------------------------------
Nombre d'actions
Titres ordinaires (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
Options sur actions 5,1
-------------------------------------------------------------------------
Titres de créance convertibles 1,4
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang, série C 5,8
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang, série E 9,2
-------------------------------------------------------------------------
Total 21,5
-------------------------------------------------------------------------
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Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2008, sont disponibles sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com et sur le site Web de la Société à l'adresse www.fortisinc.com.



FORTIS INC.

Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour les trois mois terminés les 31 mars 2009 et 2008
(non vérifié)



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

31 mars 31 décembre
2009 2008
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
(note 2)
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 94 $ 66 $
Débiteurs 735 681
Charges payées d'avance 15 17
Actifs réglementaires (note 5) 232 157
Stocks (note 6) 91 229
Impôts futurs (note 14) 34 -
-----------------------------------------------------------------------
1 201 1 150

Autres actifs 166 230
Actifs réglementaires (note 5) 736 203
Impôts futurs (note 14) 51 54
Immobilisations de services publics 7 301 7 157
Biens productifs 544 540
Actifs incorporels (note 7) 262 269
Ecarts d'acquisition 1 587 1 575
-----------------------------------------------------------------------

11 848 $ 11 178 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 19) 261 $ 410 $
Créditeurs et charges à payer 870 874
Dividendes à verser 47 47
Impôts à payer 37 66
Passifs réglementaires (note 5) 101 45
Versements pour la période au titre de la
dette à long terme et des obligations liées
aux contrats de location-acquisition (note 8) 236 240
Impôts futurs (note 14) 16 15
-----------------------------------------------------------------------
1 568 1 697

Crédits reportés 296 277
Passifs réglementaires (note 5) 472 401
Impôts futurs (note 14) 531 61
Dette à long terme et obligations liées aux
contrats de location-acquisition (note 8) 5 050 4 884
Part des actionnaires sans contrôle 148 145
Actions privilégiées 320 320
-----------------------------------------------------------------------
8 385 7 785
-----------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires (note 9) 2 462 2 449
Actions privilégiées 347 347
Surplus d'apport 9 9
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 6 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu
(note 11) (43) (52)
Bénéfices non répartis 682 634
-----------------------------------------------------------------------
3 463 3 393
-----------------------------------------------------------------------

11 848 $ 11 178 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Passifs éventuels et engagements (note 20)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestre terminé
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 1 201 $ 1 146 $
-------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts de l'approvisionnement énergétique 707 668
Charges d'exploitation 192 179
Amortissement 91 83
-------------------------------------------------------------------------
990 930
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 211 216
Frais financiers (note 13) 88 91
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts sur les bénéfices des
sociétés et part des actionnaires sans contrôle 123 125
Impôts sur les bénéfices des sociétés (note 14) 25 29
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part des actionnaires sans
contrôle 98 96
Part des actionnaires sans contrôle 2 4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 96 92
Dividendes sur actions privilégiées 4 1
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actions ordinaires 92 $ 91 $
-------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire (note 9)
De base 0,54 $ 0,58 $
Dilué 0,52 $ 0,55 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.
Fortis Inc.


Fortis Inc.
Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Périodes de trois mois terminées les 31 mars
(en millions de dollars canadiens)
Trimestre terminé
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 634 $ 551 $
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actions ordinaires 92 91
-------------------------------------------------------------------------
726 642
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions ordinaires (44) (39)
-------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 682 $ 603 $
-------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Périodes de trois mois terminées les 31 mars
(en millions de dollars canadiens)
Trimestre terminé
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 96 $ 92 $
-------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu
Gains de change latents sur les investissements
nets dans des établissements étrangers autonomes 24 16
Pertes sur couvertures d'investissements nets
dans des établissements étrangers autonomes (18) (14)
Recouvrement d'impôts sur les bénéfices des
sociétés 3 2
-------------------------------------------------------------------------
Variation des gains de change latents,
déduction faite des activités de couverture
et des impôts (note 11) 9 4
-------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 105 $ 96 $
-------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



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

Trimestre terminé
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice net 96 $ 92 $
Eléments sans effet sur la trésorerie
Amortissement -- immobilisations de services
publics et biens productifs 79 74
Amortissement -- actifs incorporels 11 9
Amortissement -- autres 1 -
Impôts futurs (note 14) 3 3
Part des actionnaires sans contrôle 2 4
Divers (3) (5)
Variation des actifs et des passifs réglementaires
à long terme 9 9
-------------------------------------------------------------------------
198 186
Variation du fonds de roulement lié à
l'exploitation hors trésorerie 31 7
-------------------------------------------------------------------------
229 193
-------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Variation des autres actifs et des crédits
reportés (7) (1)
Dépenses en immobilisations de services publics (210) (165)
Dépenses en immobilisations de biens productifs (5) (3)
Dépenses en immobilisations d'actifs incorporels (4) (6)
Apports sous forme d'aide à la construction 16 12
Produit de la vente d'immobilisations - 15
-------------------------------------------------------------------------
(210) (148)
-------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation des emprunts à court terme (150) (33)
Produit tiré de la dette à long terme,
déduction faite des frais d'émission 198 250
Remboursement de la dette à long terme et des
obligations liées aux contrats de location-
acquisition (6) (5)
Prélèvements (remboursements), montant net,
des facilités de crédit consenties 5 (211)
Emission d'actions ordinaires, déduction faite
des frais 13 6
Dividendes
Actions ordinaires (44) (39)
Actions privilégiées (4) (1)
Dividendes de filiales versés aux actionnaires
sans contrôle (3) (3)
-------------------------------------------------------------------------
9 (36)
-------------------------------------------------------------------------
Variation de la trésorerie et des équivalents
de trésorerie 28 9
Trésorerie et équivalents de trésorerie au début
de la période 66 58
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin
de la période 94 $ 67 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Informations supplémentaires sur les états des flux de trésorerie
consolidés (note 16)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



FORTIS INC.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS INTERMÉDIAIRES
Pour les trois mois terminés les 31 mars 2009 et 2008 (à moins d'indication
contraire)
(non vérifié)


1. DESCRIPTION DES ACTIVITES

Nature des activités

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

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

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES

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

Services publics réglementés de gaz au Canada

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

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

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

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

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

Services publics réglementés d'électricité au Canada

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

b. FortisBC : Comprend FortisBC Inc., société de services publics d'électricité intégrée en exploitation dans l'intérieur méridional de la Colombie-Britannique. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques, lesquelles ont une capacité combinée de 223 mégawatts ("MW"). La part attribuable à FortisBC du secteur isolable des services publics réglementés d'électricité au Canada englobe également les services d'exploitation, d'entretien et de gestion de la centrale hydroélectrique de 450 MW Waneta, propriété de Teck Cominco Metals Ltd., de la centrale hydroélectrique de 269 MW Brilliant, propriété conjointe de Columbia Power Corporation et de Columbia Basin Trust (" CPC/CBT "), de la centrale hydroélectrique de 185 MW Arrow Lakes, propriété de CPC/CBT, et du réseau de distribution électrique dont la Ville de Kelowna est propriétaire.

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

d. Autres services publics au Canada : Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. Maritime Electric est le principal distributeur d'électricité de l'Ile-du-Prince-Edouard. Maritime Electric possède aussi dans l'île des centrales d'une capacité combinée de 150 MW. FortisOntario fournit un service public d'électricité intégré à des clients de Fort Erie, de Cornwall, de Gananoque et de Port Colborne, en Ontario. FortisOntario exploite principalement la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc. et Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited. Les comptes de la Compagnie canadienne d'énergie Niagara comprennent les activités de distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc., qui ont été louées de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans échéant en avril 2012.

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes

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

b. Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans. La société possède une puissance installée de 137 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 57 % dans Caribbean Utilities. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX : CUP.U). Auparavant, l'exercice de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent, jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement, ses états financiers étaient consolidés dans les états financiers de Fortis avec un décalage de deux mois. En 2008, Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre. La modification de la date de fin d'exercice de Caribbean Utilities élimine le décalage de deux mois dans la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities.

c. Fortis Turks and Caicos : Comprend P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. Fortis Turks and Caicos est la principale société de distribution d'électricité des îles Turks et Caicos. La société possède une capacité de production combinée alimentée au diesel de 51 MW.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

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

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

c. Région centrale de Terre-Neuve : Par l'intermédiaire d'Exploits River Hydro Partnership ("société Exploits"), partenariat entre la Société, par l'entremise de sa filiale en propriété exclusive Fortis Properties, et AbitibiBowater Inc., auparavant Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi"), deux centrales hydroélectriques d'Abitibi situées dans la région centrale de Terre-Neuve ont été équipées d'une puissance additionnelle de 36 MW. Fortis Properties détient une participation directe de 51 % dans la société Exploits, et Abitibi détient la participation résiduelle de 49 %. La société Exploits vend sa production à Newfoundland and Labrador Hydro Corporation (" Newfoundland Hydro ") en vertu d'un contrat d'achat d'électricité de 30 ans venant à échéance en 2033. En date du 13 février 2009, Fortis a commencé à comptabiliser son placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation. Auparavant, la Société consolidait les résultats financiers de la société Exploits dans ses états financiers (note 20).

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

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

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

Compte tenu de l'acquisition d'un hôtel en Ontario en avril 2009, Fortis Properties possède 21 hôtels, comptant plus de 4 000 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux principalement dans le Canada atlantique.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES

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

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

2. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

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

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

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

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

Activités à tarifs réglementés

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

Depuis le 1er janvier 2009, avec l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100, la Société doit maintenant appliquer le chapitre 1100 pour la constatation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Certains actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs continuent de faire l'objet de directives précises par une source première de PCGR du Canada qui ne s'appliquent qu'en des circonstances particulières décrites aux présentes, y compris au chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", au chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et au chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités". Les actifs et passifs découlant de la réglementation des tarifs dont il est question à la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés de 2008 de la Société, ne font pas l'objet de directives précises d'une source première de PCGR du Canada. Par conséquent, aux termes du chapitre 1100, la Société est tenue d'adopter des conventions comptables qui reposent sur l'exercice du jugement professionnel et qui sont conformes aux notions énoncées dans le chapitre 1000, "Fondements conceptuels des états financiers". Pour l'élaboration de ces conventions comptables, la Société peut consulter d'autres sources, y compris des prises de position publiées par des organismes de normalisation comptable dans d'autres pays. Par conséquent, la Société a établi que, selon le chapitre 1100, tous ses actifs et passifs réglementaires peuvent être constatés selon les PCGR du Canada et que cette présentation est conforme au Statement of Financial Accounting Standards No. 71 du FASB des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation. En date du 1er janvier 2009, l'élimination de l'exemption temporaire concernant l'application du chapitre 1100 n'avait eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la Société.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, Fortis constate de manière rétroactive les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes, sans retraitement des périodes antérieures, qui sont liés au montant des impôts futurs censés être remboursés aux clients ou récupérés auprès des clients dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité. Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices" sur les états financiers consolidés de la Société au 1er janvier 2009 est une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et du total des actifs d'impôts futurs de respectivement 487 millions $ et 15 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 531 millions $ et 50 millions $; et une augmentation nette combinée des autres actifs, des immobilisations de services publics, des écarts d'acquisition, des impôts à payer et des crédits reportés de 9 millions $ associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan. Les actifs et les passifs d'impôts futurs tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société a adopté rétroactivement le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'informations applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels. Au 31 décembre 2008, l'adoption du chapitre 3064 appliqué de manière rétroactive a entraîné un reclassement de 260 millions $ aux actifs incorporels et des diminutions connexes des immobilisations de services publics de 258 millions $, des biens productifs de 1 million $ et des autres actifs de 1 million $ en raison du reclassement de la valeur comptable nette des terrains, des droits de transport, des droits sur l'eau, des coûts des logiciels, des coûts relatifs aux franchises, des contrats des clients et des autres frais.

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

Au cours du premier trimestre de 2009, la Société a adopté le nouvel abrégé des délibérations du Comité sur les problèmes nouveaux ("CPN") 173, "Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers", qui a été publié le 20 janvier 2009. Le CPN-173 exige que le risque de crédit de la Société et celui de ses contreparties soient pris en compte dans l'établissement de la juste valeur d'un instrument financier. Au 31 mars 2009, seuls les instruments financiers dérivés de la Société étaient comptabilisés à la juste valeur, et la plupart étaient hors du cours et comptabilisés à titre de passifs. L'adoption du CPN-173 n'a eu aucune incidence importante sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société.

3. CONVENTIONS COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS")

En février 2008, le CNC a confirmé que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada devront basculer vers les IFRS en 2011. En mars 2009, le CNC a publié un deuxième exposé-sondage omnibus confirmant que les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification dès le 1er janvier 2011. La date d'adoption du 1er janvier 2011 exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et de son bilan d'ouverture au 1er janvier 2010. Le CNC propose dans son exposé-sondage omnibus qu'une entité qui n'a pas appliqué une source première de PCGR publiée mais non encore entrée en vigueur ne soit pas tenue de fournir les informations exigées par le paragraphe 30 du chapitre 1506, "Modifications comptables", du Manuel de l'ICCA à l'égard de cet exposé-sondage. Fortis continue d'évaluer l'incidence de l'adoption des IFRS sur la présentation financière, y compris par l'examen des projets proposés par l'International Accounting Standards Board ("IASB") pouvant avoir une incidence sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS. L'IASB prévoit publier un exposé-sondage sur les activités à tarifs réglementés au cours du troisième trimestre de 2009. A l'heure actuelle, l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne peut être établie ou estimée raisonnablement. Fortis s'attend à devoir présenter beaucoup plus d'information en raison de l'adoption des IFRS et continue d'évaluer la quantité d'informations à fournir de même que les modifications qui pourraient devoir être apportées aux systèmes de collecte et de traitement de l'information.

Regroupements d'entreprises

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

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

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

4. UTILISATION D'ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des jugements qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers consolidés, et sur les montants constatés des produits et des charges des périodes présentées. Les estimations et jugements reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances.

En outre, certaines estimations et certains jugements sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis par l'effet de décisions réglementaires ou d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations et jugements sont révisés de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés dans les résultats au cours de la période où ils sont connus.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société, y compris les estimations des éventualités, au cours de la période de trois mois terminée le 31 mars 2009, à l'exception de ceux décrits aux notes 14 et 20 des présents états financiers consolidés intermédiaires.

5. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

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



Au Au
(en millions $) 31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires
Impôts futurs (note 2) 534 -
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas 139 76
Comptes de stabilisation tarifaire -
Services publics d'électricité 76 78
Report des charges de l'Alberta Electric
System Operator ("AESO") 70 64
Actif réglementaire lié aux régimes
d'avantages complémentaires de retraite
("ACR") 54 51
Impôts sur les bénéfices recouvrables
au titre des régimes d'ACR 18 18
Amortissement reporté des immobilisations 7 8
Coûts reportés des régimes de retraite 7 7
Nouvelle cotisation d'impôt du pipeline
Southern Crossing 7 7
Coûts de gestion de l'énergie 7 7
Dégroupement des services destinés aux
clients résidentiels 5 7
Autres actifs réglementaires 44 37
-------------------------------------------------------------------------
Total des actifs réglementaires 968 360
Moins : tranche à court terme (232) (157)
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 736 203
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Au Au
(en millions $) 31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires
Provision pour coûts futurs d'enlèvement
d'actifs et de remise en état des lieux 340 337
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas 89 32
Comptes de stabilisation tarifaire -
Services publics d'électricité 15 9
Impôts futurs (note 2) 56 -
Passif au titre des produits non facturés 15 15
Passifs d'incitatifs selon les règles
d'établissement des tarifs fondées sur
le rendement 15 13
Juste valeur du contrat de change à terme 8 7
Produits constatés d'avance liés au
pipeline Southern Crossing 6 9
Report des charges de retraite 4 4
Autres passifs réglementaires 25 20
-------------------------------------------------------------------------
Total des passifs réglementaires 573 446
Moins : tranche à court terme (101) (45)
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 472 401
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



6. STOCKS

Au Au
(en millions $) 31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Gaz stocké 73 212
Matières et fournitures 18 17
-------------------------------------------------------------------------
91 229
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au cours du trimestre terminé le 31 mars 2009, des stocks de 468 millions $ (437 millions $ au cours du trimestre terminé le 31 mars 2008) ont été passés en charges et inclus dans les coûts de l'approvisionnement énergétique à l'état des résultats consolidé intermédiaire. Les stocks portés aux charges d'exploitation au cours du trimestre terminé le 31 mars 2009 se sont établis à 3 millions $ (3 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2008), dont une tranche de 2 millions $ (2 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2008) au titre des coûts de nourriture et boissons à Fortis Properties.

7. ACTIFS INCORPORELS



Au 31 mars 2009 Au 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Amorti- Valeur Amorti- Valeur
ssement comptable ssement comptable
(en millions $) Coût cumulé nette Coût cumulé nette
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Logiciels 314 (152) 162 310 (142) 168
Terrains, droits de
transport et droits
sur l'eau 128 (37) 91 127 (36) 91
Redevances de
franchisage, contrats
des clients et
autres actifs 15 (6) 9 15 (5) 10
-------------------------------------------------------------------------
457 (195) 262 452 (183) 269
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre terminé le 31 mars 2009 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, la Société n'a constaté aucune dépréciation des immobilisations incorporelles. L'amortissement des actifs incorporels est constaté selon la méthode de l'amortissement linéaire au moyen de taux d'amortissement allant de 1 % à 22 %.

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

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



Au Au
(en millions $) 31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations liées
aux contrats de location-acquisition 5 100 4 934
Classement à long terme des facilités de
crédit consenties (note 19) 221 224
Frais de financement de la dette reportés (35) (34)
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme et des
obligations liées aux contrats de
location-acquisition 5 286 5 124
Moins : Versements pour la période au
titre de la dette à long terme et des
obligations liées aux contrats de
location-acquisition (236) (240)
-------------------------------------------------------------------------
5 050 4 884
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


En février 2009, FortisAlberta a émis 100 millions $ de débentures non garanties à 7,06 % 30 ans en vertu d'un prospectus de base simplifié déposé en décembre 2008.

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

Au cours du premier trimestre de 2009, Fortis a commencé à comptabiliser son placement dans la société Exploits selon la méthode de comptabilisation à la valeur de consolidation (note 20). Par conséquent, le prêt à terme de 61 millions $ de la société Exploits, classé à court terme au 31 décembre 2008, n'est plus consolidé dans les états financiers de Fortis depuis le 13 février 2009.

9. ACTIONS ORDINAIRES

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



Au Au
Emises et en circulation 31 mars 2009 31 décembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers)(en millions $)(en milliers)(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires 169 759 2 462 169 191 2 449
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



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

Trimestre terminé le 31 mars 2009
Nombre
d'actions Montant
(en milliers) (en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 169 191 2 449
Régime d'achat d'actions de consommateurs 15 1
Régime de réinvestissement des dividendes 370 8
Régime d'achat d'actions des employés 134 3
Régimes d'options sur actions 49 1
-------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 169 759 2 462
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


A compter du 31 mars 2009, le régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions modifié et bonifié de la Société offre un escompte de 2 % sur l'achat d'actions ordinaires, émises sur son capital autorisé, avec des dividendes réinvestis.

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 31 mars 2009 et 2008, le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était respectivement de 169,4 millions et 156,6 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 :



-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés les 31 mars
2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen Résultat moyen
pondéré par pondéré
Bénéfice d'actions action Bénéfice d'actions Résultat
(en mil- (en mil- ordi- (en mil- (en mil- par
lions $) lions $) naire lions $) lions $) action
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de
base par
action
ordinaire ($) 92 169,4 0,54 $ 91 156,6 0,58 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des
titres
potentiellement
dilutifs :
Options sur
actions - 0,7 - 1,2
Actions
privilégiées
(note 13) 4 13,9 4 12,8
Débentures
convertibles 1 1,4 - 1,7
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué
par action
ordinaire 97 185,4 0,52 $ 95 172,3 0,55 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


10. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

En janvier 2009, 22 980 unités d'actions à dividende différé ("UAD") ont été attribuées au conseil d'administration de la Société, soit la composante en actions de leur rémunération annuelle et de leurs honoraires annuels au lieu d'un paiement au comptant. Chaque UAD correspond à une unité ayant une valeur sous-jacente égale à la valeur d'une action ordinaire de la Société. En janvier 2009, 3 632 UAD ont été réglées à un membre du conseil d'administration de Fortis qui a pris sa retraite, à un prix de 23,74 $ l'UAD, soit un montant total d'environ 0,1 million $.

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

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

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



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


11. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

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



Trimestre terminé le Trimestre terminé le
31 mars 2009 31 mars 2008
-------------------------------------------------------------------------
Solde
Solde d'ouver-
d'ouverture Solde de ture Varia- Solde de
1er Variation clôture 1er tion clôture
(en millions $) janvier nette 31 mars janvier nette 31 mars
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains
de change
latent(e)s,
déduction faite
des activités de
couverture et
après impôts (46) 9 (37) (82) 4 (78)
Pertes sur
instruments
dérivés désignés
comme
couvertures de
flux de
trésorerie,
après impôts (1) - (1) (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments
dérivés antérieurement
abandonnés à titre
de couvertures de
flux de trésorerie,
après impôts (5) - (5) (5) - (5)
-------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du
résultat étendu (52) 9 (43) (88) 4 (84)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


12. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et ses filiales maintiennent chacune un régime ou une combinaison de régimes de retraite à prestations déterminées, de régimes de retraite à cotisations déterminées et de régimes enregistrés d'épargne-retraite (" REER ") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des arrangements à prestations déterminées s'est établi à 6 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2009 (7 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2008). Le coût des arrangements à cotisations déterminées et des REER collectifs pour le trimestre terminé le 31 mars 2009 s'est élevé à 4 millions $ (3 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2008).

13. FRAIS FINANCIERS



Trimestres terminés les 31 mars
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Intérêts - Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de location-
acquisition 83 81
- Emprunts à court terme 5 9
Intérêts imputés à la construction (4) (2)
Intérêts gagnés - (1)
Dividendes sur actions privilégiées classées
comme dette (note 9) 4 4
-------------------------------------------------------------------------
88 91
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


14. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

Avant le 1er janvier 2009, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisaient la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence de l'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices" sur les états financiers consolidés de la Société au 1er janvier 2009 est une augmentation du total des passifs d'impôts futurs et du total des actifs d'impôts futurs de respectivement 487 millions $ et 15 millions $; une hausse des actifs et des passifs réglementaires de respectivement 531 millions $ et 50 millions $; et une augmentation nette combinée des autres actifs, des immobilisations de services publics, des écarts d'acquisition, des impôts à payer et des crédits reportés de 9 millions $ associée au reclassement des impôts futurs qui étaient auparavant portés en déduction des éléments respectifs du bilan.

Les actifs et les passifs d'impôts futurs comptabilisés tiennent compte des incidences fiscales futures qu'aurait le règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle et de la présentation distincte des actifs et passifs d'impôts futurs qui, auparavant, n'étaient pas constatés.

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


Au Au
31 mars 31 décembre
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Passif (actif) d'impôts futurs
Immobilisations de services publics 472 17
Biens productifs 26 26
Actifs réglementaires 24 35
Actifs incorporels 7 3
Autres actifs 25 2
Crédits reportés (42) (14)
Report de pertes en avant (31) (28)
Coûts d'émission d'actions et de financement
de la dette (8) (14)
Pertes de change latentes sur la dette à long terme (7) (5)
Passifs réglementaires (4) -
-------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 462 22
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Actif d'impôts futurs de l'exercice (34) -
Passif d'impôts futurs de l'exercice 16 15
Actif d'impôts futurs à long terme (51) (54)
Passif d'impôts futurs à long terme 531 61
-------------------------------------------------------------------------
Passif d'impôts futurs, montant net 462 22
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


L'adoption du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", à compter du 1er janvier 2009, a également entraîné une charge d'impôts futurs additionnelle, qui est de 17 millions $ pour le trimestre terminé le 31 mars 2009, ainsi qu'un ajustement réglementaire compensatoire de la charge d'impôts futurs du même montant. L'ajustement règlementaire représente l'écart entre la charge d'impôts futurs constatée en vertu du chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", et celle recouvrée à même les tarifs imposés aux clients au cours du trimestre terminé le 31 mars 2009.

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



Trimestres terminés les 31 mars
(en millions $) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Impôts exigibles - Canada 22 26
-------------------------------------------------------------------------

Impôts futurs - Canada 20 3
Moins : Ajustement réglementaire (17) -
-------------------------------------------------------------------------
3 3
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 25 29
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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



Trimestres terminés les 31 mars
(en millions $, sauf indication contraire) 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition combiné fédéral et
provincial canadien prévu par la loi 33,0 % 33,5 %
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition prévu par la loi appliqué
au bénéfice avant impôts sur les bénéfices
des sociétés et part des actionnaires
sans contrôle 41 42
Dividendes sur actions privilégiées 1 1
Ecart entre le taux canadien prévu par
la loi et les taux applicables aux
filiales étrangères (3) (3)
Ecart entre les taux provinciaux prévus par
la loi applicables aux filiales sous
différentes juridictions canadiennes (3) (2)
Eléments capitalisés aux fins comptables
mais passés en charges aux fins fiscales (10) (10)
Coûts des régimes de retraite (1) (1)
Divers - 2
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices des sociétés 25 29
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition effectif 20,3 % 23,2 %
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au 31 mars 2009, la Société avait des pertes autres qu'en capital et en capital reportées en avant d'environ 116 millions $ (104 millions $ au 31 décembre 2008), dont une tranche de 12 millions $ (12 millions $ au 31 décembre 2008) n'a pas été constatée dans les états financiers consolidés. Les pertes autres qu'en capital reportées en avant viennent à échéance entre 2009 et 2029.

15. INFORMATION SECTORIELLE

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



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
-------------------------------------------------------------------------
Gaz Electricité
-------------------- ---------------------------------------------------
Trimestre
terminé Sociétés Total
le 31 mars Terasen Electri- Electri-
2009 Gas Fortis Fortis NF Autres cité cité
(en million $)Canada Alberta BC Power Canada 1) Canada Caraïbes 2)
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 669 79 72 169 70 390 83
Coût de
l'approvision-
nement
énergétique 468 - 22 127 47 196 46
Charges
d'exploitation 67 34 17 14 7 72 14
Amortissement 25 22 10 11 4 47 11
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 109 23 23 17 12 75 12
Frais financiers 32 11 7 8 5 31 4
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 19 - 2 3 2 7 -
Part des
actionnaires
sans
contrôle - - - - - - 2
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 58 12 14 6 5 37 6
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 58 12 14 6 5 37 6
------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 908 227 221 - 63 511 168
Actifs
identifiables 4 057 1 661 1 079 1 166 527 4 433 888
------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 965 1 888 1 300 1 166 590 4 944 1 056
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes 3) 50 90 22 13 12 137 20
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Trimestre
terminé
le 31 mars
2008
------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 635 73 66 164 70 373 75
Coût de
l'approvision-
nement
énergétique 437 - 21 122 49 192 40
Charges
d'exploitation 61 33 16 14 7 70 11
Amortissement 24 20 9 10 4 43 7
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 113 20 20 18 10 68 17
Frais financiers 33 9 7 8 4 28 5
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 22 - 1 4 2 7 1
Part des
actionnaires
sans
contrôle - - - - - - 4
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 58 11 12 6 4 33 7
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 58 11 12 6 4 33 7
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Ecarts
d'acquisition 907 227 221 - 63 511 131
Actifs
identifiables 3 509 1 340 929 1 006 494 3 769 681
------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 416 1 567 1 150 1 006 557 4 280 812
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations
brutes 3) 40 72 24 13 7 116 11
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé Siège Eliminations
le 31 mars 2009 Fortis Fortis social inter-
(en millions $) Generation Properties et autres sectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 16 47 7 (11) 1 201
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 1 - - (4) 707
Charges
d'exploitation 4 34 3 (2) 192
Amortissement 2 4 2 - 91
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 9 9 2 (5) 211
Frais financiers 1 6 19 (5) 88
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2 1 (4) 25
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 2
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 6 2 (13) - 96
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 4 - 4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 6 2 (17) - 92
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecarts d'acquisition - - - - 1 587
Actifs identifiables 223 562 131 (33) 10 261
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 223 562 131 (33) 11 848
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes 3) 7 5 - - 219
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé
le 31 mars 2008
------------------------------------------------------------------------+++
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 19 45 7 (8) 1 146
Coût de
l'approvisionnement
énergétique 2 - - (3) 668
Charges d'exploitation 4 31 3 (1) 179
Amortissement 2 4 3 - 83
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 11 10 1 (4) 216
Frais financiers 2 6 21 (4) 91
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés (recouvrement) 3 1 (5) - 29
Part des actionnaires
sans contrôle - - - - 4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette) 6 3 (15) - 92
Dividendes sur actions
privilégiées - - 1 - 1
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)
attribuable aux actions
ordinaires 6 3 (16) - 91
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecarts d'acquisition - - - - 1 549
Actifs identifiables 244 537 110 (23) 8 827
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 244 537 110 (23) 10 376
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations
brutes 3) 3 3 1 - 174
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario
2) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and
Caicos
3) Concernent les immobilisations de services publics, y compris les
montants relatifs aux projets d'investissement dans le transport de
l'AESO, les biens productifs et les actifs incorporels.


Les opérations intersectorielles ont lieu dans le cours normal des affaires et elles sont évaluées à la valeur d'échange, soit le montant de la contrepartie établie et convenue par les parties liées. Les opérations intersectorielles importantes se rapportent essentiellement à la vente d'énergie de Fortis Generation à Belize Electricity, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers attribués aux emprunts intersectoriels. Les opérations intersectorielles importantes pour les trimestres terminés les 31 mars 2009 et 2008 sont décrites ci-dessous.



Opérations intersectorielles importantes Trimestres terminés les 31 mars
(en millions $) 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis Generation aux Services
publics d'électricité réglementés dans
les Caraïbes 4 3
Ventes de Newfoundland Power à Fortis Properties 1 1
Frais financiers intersectoriels relatifs
aux emprunts suivants :
Du siège social aux services publics
réglementés dans les Caraïbes 2 -
Du siège social à Fortis Generation - 1
Du siège social à Fortis Properties 2 2
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



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

Trimestres terminés les 31 mars
(en millions $) 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Intérêts payés 85 79
Impôts sur les bénéfices payés 65 7
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


17. GESTION DU CAPITAL

Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, nécessitent un accès constant à des capitaux pour permettre aux services publics de financer l'entretien et l'expansion de leurs réseaux. Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs.

Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient une structure du capital qui lui est propre et qui est conforme à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise de services publics. Fortis finance généralement une part importante des acquisitions à même le produit tiré des émissions d'actions ordinaires et privilégiées.

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



Au Au
31 mars 2009 31 décembre 2008
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 453 59,1 5 468 59,5
Actions privilégiées(2) 667 7,2 667 7,3
Capitaux propres attribuables
aux actionnaires ordinaires 3 116 33,7 3 046 33,2
--------------------------------------------------------------------------
Total 9 236 100,0 9 181 100,0
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de
location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un an, et les
emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Certains titres de créance à long terme de la Société comportent des clauses qui restreignent l'émission de titres de créance supplémentaires de façon à ce que la dette consolidée ne puisse excéder 70 % de la structure du capital consolidée de la Société, comme il est défini dans les conventions de la dette à long terme. Au 31 mars 2009, la Société et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity, respectaient les clauses restrictives des conventions de leur dette à long terme.

Par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarif pour 2008/2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives à l'égard de prêts qui totalisaient 9 millions $ (14 millions $ BZ) au 31 mars 2009. La société a avisé les prêteurs de cette situation et elle a demandé les dispenses appropriées. Belize Electricity ne respecte pas non plus certaines clauses restrictives de sa dette, ce qui l'empêche de contracter de nouvelles dettes ou de déclarer des dividendes.

Les facilités de crédit consolidées de la Société sont décrites plus en détail à la rubrique " Risque d'illiquidité " de la note 19.

18. INSTRUMENTS FINANCIERS

Juste valeur

Au cours des trois mois terminés le 31 mars 2009, il n'y a eu aucun changement dans la désignation des instruments financiers de la Société, à l'exception de ceux décrits dans les états financiers annuels consolidés vérifiés 2008 de la Société. La valeur comptable des instruments financiers de la Société inclus dans l'actif et le passif à court terme, les autres actifs, et les crédits reportés aux bilans consolidés de Fortis se rapproche de leur juste valeur, ce qui reflète l'échéance à court terme, les conditions normales de crédit et la nature de ces instruments. La valeur comptable et la juste valeur de la dette à long terme et des actions privilégiées de la Société étaient les suivantes.



Au Au
31 mars 2009 31 décembre 2008
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
(en millions $) comptable estimative comptable estimative
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme, y
compris la tranche échéant
à moins d'un an(1), (2) 5 251 5 239 5 088 4 959
Actions privilégiées classées
comme dette(1), (3) 320 327 320 329
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la
méthode du taux d'intérêt effectif.
(2) La valeur comptable au 31 mars 2009 est présentée déduction faite des
frais financiers reportés non amortis de 35 millions $ (34 millions $
au 31 décembre 2008).
(3) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont exclues
des exigences du chapitre 3855 du Manuel de l'ICCA, " Instruments
financiers - comptabilisation et évaluation "; toutefois, la juste
valeur estimative des actions privilégiées de la Société classées comme
capitaux propres de 347 millions $ était de 303 millions $ au 31 mars
2009 (valeur comptable de 347 millions $ et juste valeur de 268
millions $ au 31 décembre 2008).


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

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



Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
Durée comptable estimative comptable estimative
jusqu'à Nombre (en (en (en (en
Actif l'échéance de millions millions millions millions
(passif) (en années) contrats $) $) $) $)
------------------------------------------------------------------------
Swaps de plus
taux petit
d'intérêt que
(1) 2 2 - - - -
Contrat de
change à
terme Approx. 2 1 8 8 7 7
Dérivés sur
gaz
naturel(2)
Swaps et Jusqu'à
options 2,5 189 (172) (172) (84) (84)
Obligations
liées aux
contrats
d'achat de Jusqu'à
gaz 2,5 32 2 2 (8) (8)
------------------------------------------------------------------------
(1) Les swaps de taux d'intérêt viennent à échéance en juillet 2009 et en
octobre 2010. Les swaps fixent le taux d'intérêt des facilités de
crédit non renouvelables de Fortis Properties à respectivement 6,16 %
et 5,32 %.
(2) La juste valeur des dérivés sur gaz naturel a été comptabilisée dans
les créditeurs au 31 mars 2009 et au 31 décembre 2008.


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

19. GESTION DU RISQUE FINANCIER

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



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

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

Risque de marché Risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie
futurs liés à un instrument financier fluctuent en
raison des variations des cours du marché. La
Société est exposée aux risques de marché qui
suivent :
- Risque de change
- Risque de taux d'intérêt
- Risque lié au prix des marchandises


Risque de crédit

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

FortisAlberta fait face à une concentration de risque de crédit, car elle facture des services de distribution à un groupe relativement restreint de détaillants, de sorte que, au 31 mars 2009, son exposition brute au risque de crédit s'établissait à environ 87 millions $, soit la valeur prévue de la facturation aux détaillants pour une période de 60 jours. La Société a atténué son exposition à moins de 5 millions $ en obtenant des détaillants un dépôt au comptant, une caution, une lettre de crédit ou une note de première qualité de la part d'une importante agence de notation, ou en obligeant le détaillant à obtenir une garantie financière auprès d'une entité dont la note est de première qualité.

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

L'analyse chronologique des comptes clients et autres débiteurs consolidés de la Société est présentée ci-dessous :



Au Au Au
(en millions $) 31 mars 2009 31 décembre 2008 31 mars 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Comptes qui ne sont pas en
souffrance 610 587 600
Comptes en souffrance de
0 à 30 jours 93 70 95
Comptes en souffrance de
31 à 60 jours 23 14 22

Comptes en souffrance de 61
jours et plus 20 19 22
-------------------------------------------------------------------------
746 690 739
Moins : provision pour créances
douteuses (19) (16) (14)
-------------------------------------------------------------------------
727 674 725
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Au 31 mars 2009, d'autres montants à recevoir de clients de 8 millions $ et le débiteur lié au contrat de change à terme de 8 millions $ étaient à recevoir au cours des cinq prochains exercices, soit une tranche de 9 millions $ qui devrait être reçue en 2009, une tranche de 4 millions $ qui devrait être reçue en 2010 et en 2011, une tranche de 1 million $ qui devrait être reçue en 2012 et en 2013, et une tranche de 2 millions $ qui devrait être reçue en 2014.

Risque d'illiquidité

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

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

Des facilités de crédit consenties de Fortis sont disponibles pour le financement provisoire des acquisitions et pour les besoins généraux de la Société. Selon le moment de la réception des paiements au comptant des filiales, la Société peut devoir faire des emprunts sur sa facilité de crédit consentie de temps à autre afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes. Au cours des cinq prochains exercices, les échéances moyennes annuelles consolidées de la dette à long terme et les remboursements devraient être d'environ 170 millions $. Les facilités de crédit disponibles et les faibles volumes des échéances annuelles de la dette apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment des appels aux marchés financiers.

Au 31 mars 2009, la Société et ses filiales avaient des facilités de crédit consolidées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,6 milliard $ demeurait inutilisée. Les facilités de crédit sont presque toutes contractées auprès des sept plus importantes banques à charte canadiennes, aucune banque ne détenant plus de 25 % de ces facilités.

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



Siège Services Total Total
social publics au au
et régle- Fortis 31 mars 31 décembre
(en millions $) autres mentés Properties 2009 2008
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Total des facilités de
crédit 715 1 502 13 2 230 2 228
Facilités de crédit
utilisées :
Emprunts à court terme - (261) - (261) (410)
Dette à long terme
(note 8) (56) (165) - (221) (224)
Lettres de crédit en
cours (1) (102) (1) (104) (104)
-------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
disponibles 658 974 12 1 644 1 490
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

Au cours du premier trimestre de 2009, FortisBC a négocié des modifications à sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $ afin de repousser l'échéance d'une portion de 50 millions $ de mai 2011 à mai 2012, et l'échéance d'une portion de 100 millions $ de la facilité, de mai 2009 à mai 2010. La facilité de crédit modifiée devrait être finalisée au cours du deuxième trimestre de 2009.

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

Le tableau suivant présente une analyse des échéances contractuelles des passifs financiers de la Société au 31 mars 2009.

Passifs financiers



Moins De un an De quatre Plus de
(en millions $) d'un an à trois ans à cinq ans cinq ans Total
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Emprunts à court terme 261 - - - 261
Comptes fournisseurs
et autres créditeurs 700 - - - 700
Dérivés sur gaz naturel 130 40 - - 170
Dividendes à verser 47 - - - 47
Dépôts de clients 1 2 2 2 7
Dette à long terme, y
compris la tranche
échéant à moins d'un
an(1) 234 300 309 4 443 5 286
Intérêts débiteurs sur
la dette à long terme 324 632 590 4 472 6 018
Actions privilégiées
classées comme dette - - - 320 320
-------------------------------------------------------------------------
1 697 974 901 9 237 12 809
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(1) A l'exclusion des frais financiers reportés de 35 millions $ inclus
dans la valeur comptable, comme indiqué à la note 8.


Risque de marché

Risque de change

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

Au 31 mars 2009, la totalité de la dette à long terme de 403 millions $ US de la Société était désignée comme couverture d'une tranche des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers. Au 31 mars 2009, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 125 millions $ US non encore couverts. Les variations des taux de change liées à la conversion des emprunts en dollars américains de la Société qui sont désignés comme couvertures sont comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu et servent à contrebalancer les gains et les pertes de change latents sur les investissements nets dans des établissements étrangers, qui sont aussi comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu.

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

Risque de taux d'intérêt

La Société et ses filiales sont exposées au risque de taux d'intérêt lié aux emprunts à court terme et aux emprunts à taux variable. La Société et ses filiales peuvent conclure des swaps de taux d'intérêt afin de réduire ce risque. Au cours du premier trimestre de 2009, Fortis Properties a été partie à des swaps de taux d'intérêt afin de fixer les taux d'intérêt de ses emprunts à taux variable. Les sociétés Terasen Gas et FortisBC ont obtenu des organismes de réglementation l'approbation de reporter toute hausse ou baisse des intérêts débiteurs découlant des fluctuations des taux d'intérêt se rapportant à leur dette à taux variable aux fins de son recouvrement auprès des clients, ou de son remboursement aux clients, dans les tarifs futurs.

Risque lié au prix des marchandises

Les sociétés Terasen Gas sont exposées au risque lié au prix des marchandises en raison des variations du prix du marché du gaz naturel. Ce risque est réduit en concluant des contrats dérivés sur gaz naturel qui permettent de fixer efficacement le prix du gaz naturel acheté. Les contrats dérivés sur gaz naturel sont inscrits au bilan à la juste valeur, et toute variation de la juste valeur est reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve de l'approbation des organismes de réglementation, aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement aux clients, dans les tarifs futurs.

20. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

La Société et ses filiales sont parties à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. La direction estime que le montant exigible, le cas échéant, découlant de ces poursuites ne devrait pas avoir d'incidence importante sur sa situation financière ou ses résultats d'exploitation consolidés. Les passifs éventuels de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour son exercice 2008 à l'exception de ceux décrits ci-dessous.

Société Exploits

A la suite de l'annonce par Abitibi de son intention de fermer l'usine de papier journal de Grand Falls-Windsor le 31 mars 2009, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a exproprié la plupart des actifs d'Abitibi situés à Terre-Neuve. Les actifs expropriés comprennent les actifs de production hydroélectrique de la société Exploits. La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par Abitibi.

Auparavant, la société Exploits avait contracté un prêt à terme auprès de plusieurs prêteurs pour financer ses actifs. Au 31 décembre 2008, l'encours de ce prêt à terme s'élevait à environ 61 millions $. Le prêt est sans recours contre Fortis ou Abitibi, à titre de copropriétaires de la société Exploits, et est garanti par les actifs de production hydroélectrique et par les contrats connexes couvrant les droits d'exploitation et de vente de l'électricité à Newfoundland Hydro pendant la durée du prêt. Bien que l'expropriation ait placé la société Exploits en situation de défaut à l'égard du prêt à terme, les prêteurs n'ont, à ce jour, pas exigé le remboursement accéléré du prêt à terme.

La société Exploits a respecté le calendrier des paiements sur le prêt à terme pour le trimestre terminé le 31 mars 2009. Au 31 mars 2009, l'encours du prêt à terme était d'environ 60 millions $.

La société Exploits a poursuivi ses activités de production et de vente d'électricité dans le cours normal des affaires jusqu'à la fermeture de l'usine de papier journal le 12 février 2009, date jusqu'à laquelle Newfoundland and Labrador Hydro a payé à la société Exploits l'énergie produite conformément aux modalités du contrat d'achat d'électricité qui s'appliquaient avant l'expropriation. Le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a interrompu le paiement de l'énergie livrée depuis le 13 février 2009 en attendant l'issue des questions d'expropriation. L'exploitation quotidienne des centrales hydroélectriques a été prise en charge par Nalcor Energy, société d'Etat, en tant que mandataire du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador à l'égard de cette affaire.

Le 24 mars 2009, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a annoncé qu'Abitibi avait rompu les pourparlers avec Nalcor Energy au sujet de l'indemnité à payer relativement aux actifs expropriés. Abitibi, société constituée aux Etats-Unis, a également annoncé son intention de contester l'expropriation de ses actifs et de réclamer une indemnité en vertu de l'Accord de libre-échange nord-américain.

Historiquement, les états financiers de la société Exploits étaient intégrés dans les états financiers consolidés de Fortis. En attendant l'issue des questions susmentionnées, des frais financiers reportés de 2 millions $ et des immobilisations de services publics de 61 millions $ relatifs à la société Exploits ont été reclassés dans les autres actifs, et le prêt à terme de 61 millions $ a été classé à court terme au bilan consolidé de Fortis au 31 décembre 2008.

Au cours du trimestre, l'incertitude provoquée par l'expropriation et la perte de contrôle des flux de trésorerie de la société Exploits ont obligé Fortis à comptabiliser le placement dans la société Exploits selon la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation à compter du 13 février 2009. Par conséquent, les actifs et les passifs de la société Exploits ne sont plus consolidés dans les comptes de Fortis. La quote-part du résultat constaté au cours du premier trimestre de 2009 est équivalente au montant qui aurait été constaté en l'absence d'expropriation. Cette approche est cohérente avec la déclaration publique du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador de ne pas avoir l'intention de nuire aux partenaires indépendants d'Abitibi ni aux prêteurs de la société Exploits.

Engagements

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

Belize Electricity a conclu un nouveau contrat d'achat d'électricité de 15 ans avec Belize Aquaculture Limited ("BAL"). Le contrat qui vient à échéance en avril 2024 prévoit que BAL fournira une capacité de production pouvant atteindre 15 MW. Le contrat totalise des achats d'environ 279 millions $ jusqu'en 2024.

Selon les dernières évaluations actuarielles finalisées, les cotisations à la capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société devraient totaliser environ 18 millions $ en 2009, 15 millions $ en 2010 et 2 millions $ pour chacune des années 2011, 2012 et 2013. Ces cotisations à la capitalisation des régimes de retraite tiennent compte des cotisations additionnelles établies dans le cadre des évaluations actuarielles en date du 31 décembre 2008 finalisées au cours du premier trimestre de 2009 pour ce qui est des régimes de retraite à prestations déterminées de Newfoundland Power et de la Société, et celles établies dans le cadre d'une évaluation actuarielle en date du 31 décembre 2007 portant sur un régime de retraite à prestations déterminées de Terasen, également finalisée au cours du premier trimestre de 2009.

21. CHIFFRES CORRESPONDANTS

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

RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est la plus importante société de services publics de distribution appartenant à des investisseurs au Canada. Avec un actif total atteignant presque 12 milliards $ et des produits annuels totalisant 3,9 milliards $, la Société sert plus de 2 000 000 de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services de distribution d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Par ailleurs, Fortis possède et exploite des entreprises de production non réglementées un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Fortis est également propriétaire d'hôtels et d'immeubles commerciaux au Canada. Les actions de Fortis Inc. sont négociées à la Bourse de Toronto sous le symbole FTS.



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

Société de fiducie Computershare du Canada

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


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

Renseignements

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