Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

22 févr. 2008 20h01 HE

Fortis dégage un bénéfice record de 193 millions $ en 2007

ST. JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 22 fév. 2008) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a réalisé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 193 millions $ en 2007, une hausse de 31 % par rapport au bénéfice de 147 millions $ en 2006. Le résultat par action ordinaire s'est fixé à 1,40 $ comparativement à 1,42 $ à l'exercice précédent.

"Pour la huitième année de suite, Fortis affiche un bénéfice record. Elle a aussi enregistré une croissance sans précédent grâce à l'ajout des activités de distribution de gaz naturel au moyen de l'acquisition de Terasen", a déclaré Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc.

"La croissance du bénéfice annuel est principalement attribuable à l'acquisition de Terasen en mai, mais reflète aussi le premier exercice complet depuis l'acquisition de Fortis Turks and Caicos, des investissements importants dans l'infrastructure électrique de FortisAlberta et de FortisBC, un meilleur rendement de Fortis Properties et des impôts sur les bénéfices des sociétés moins élevés", a ajouté M. Marshall.

Le bénéfice pour le quatrième trimestre a totalisé 79 millions $, ou 0,51 $ par action ordinaire, en regard de 34 millions $, ou 0,33 $ par action ordinaire, pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation de 55 % du résultat trimestriel par action ordinaire a découlé de l'acquisition de Terasen. Les sociétés Terasen Gas ont dégagé 52 millions $ pour le quatrième trimestre, y compris un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires. En raison du caractère saisonnier de ses activités, la quasi-totalité du bénéfice des sociétés Terasen Gas est générée aux premier et quatrième trimestres.

Le 17 mai 2007, Fortis a acquis Terasen pour 3,7 milliards $, établissant un nouveau secteur d'activité. Le secteur de la distribution de gaz est exploité par Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"), collectivement appelées les sociétés Terasen Gas. Terasen compte plus de 918 000 clients, soit environ 96 % des consommateurs de gaz naturel de la Colombie-Britannique. L'acquisition de Terasen double la base tarifaire réglementée de Fortis, qui atteint environ 6,3 milliards $, et permet à Fortis d'être le plus important service public de distribution de gaz et d'électricité détenu par des investisseurs au Canada.

"L'intégration de Terasen au sein du Groupe de sociétés de Fortis a aussi affiché de bons progrès. Nous prévoyons que cette entreprise contribuera au résultat par action ordinaire de Fortis pendant le premier exercice complet depuis son acquisition", a mentionné M. Marshall.

Parallèlement à la clôture de l'acquisition de Terasen en mai 2007, Fortis a conclu une émission d'actions ordinaires de 1,15 milliard $, dont le produit net a été affecté à la clôture de l'acquisition de Terasen. Le prix d'achat résiduel a été financé par la prise en charge d'une dette de 2,4 milliards $ et des prélèvements sur des facilités de crédit existantes. L'émission d'actions ordinaires, combinée avec le caractère saisonnier des bénéfices des sociétés Terasen Gas, a entraîné une dilution du résultat par action ordinaire d'environ 0,07 $ en 2007.

Par suite de l'acquisition de Terasen, Standard and Poor's a relevé la note de crédit de la dette non garantie de Fortis de "BBB" à "A-".

Les dividendes versés par action ordinaire ont crû à 0,82 $ en 2007, en hausse de 22 % par rapport aux 0,67 $ versés par action ordinaire à l'exercice précédent. Fortis a rehaussé son dividende sur action ordinaire trimestriel à 0,25 $ contre 0,21 $, à compter du dividende du premier trimestre payable le 1er mars 2008.

"L'augmentation de 19 % du dividende trimestriel par action ordinaire à 0,25 $ constitue la 35e hausse annuelle du dividende par action ordinaire, soit un record parmi les sociétés ouvertes au Canada, a mentionné M. Marshall. La croissance du bénéfice a permis à Fortis de hausser son dividende par action ordinaire trimestriel de 92 % depuis 2003", a-t-il ajouté.

Les services publics réglementés canadiens ont affiché un bénéfice de 125 millions $, en hausse de 12 millions $ par rapport au bénéfice de 113 millions $ en 2006. L'augmentation découle d'investissements dans l'infrastructure électrique de FortisAlberta et de FortisBC jumelés à la croissance de la clientèle, à la hausse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés à FortisAlberta, à des augmentations de tarifs à FortisBC et à un gain après impôts non récurrent d'environ 2 millions $ à FortisOntario.

"Un grand nombre de décisions réglementaires importantes rendues en 2007 et au début de 2008 assureront une stabilité réglementaire pour 2008, permettant ainsi à nos services publics de se concentrer sur les activités nécessaires pour répondre aux besoins en énergie de la clientèle", a déclaré M. Marshall.

TGI, FortisBC, Newfoundland Power et Maritime Electric ont obtenu les approbations réglementaires à l'égard de leurs tarifs respectifs imposés à la clientèle en 2008. En novembre, FortisAlberta a déposé auprès de son organisme de réglementation un Accord de règlement négocié à l'égard des tarifs d'électricité de la société pour 2008 et 2009. S'il est approuvé, il s'agira du troisième Accord de règlement négocié consécutif conclu par FortisAlberta. Pour 2008, les taux de rendement des capitaux propres autorisé des quatre plus importants services publics de la Société, soit TGI, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power, ont augmenté depuis 2007 et ont été fixés respectivement à 8,62 %, 8,75 %, 9,02 % et 8,95 %.

En décembre, Caribbean Utilities a conclu une entente de principe avec le gouvernement des îles Caïmans à l'égard des modalités d'une nouvelle licence de production de 20 ans et d'une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution de 20 ans pour la Société. Les nouvelles licences devraient être émises au cours du premier trimestre de 2008.

Le gouvernement du Belize a promulgué des amendements simplifiant la méthode de fixation des tarifs pour Belize Electricity. Les amendements, promulgués en décembre, règlent les questions en suspens liées à la décision finale de l'organisme de réglementation à l'égard des tarifs imposés à la clientèle avec prise d'effet le 1er juillet 2007.

Les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont dégagé un bénéfice de 31 millions $, une progression de 8 millions $ comparativement au bénéfice de 23 millions $ en 2006. Le rendement a découlé de la contribution aux bénéfices pour un premier exercice complet de Fortis Turks and Caicos, de la croissance des ventes d'électricité et des frais financiers moins élevés à Belize Electricity, en partie contrebalancés par l'incidence de taux de change défavorables liés au raffermissement du dollar canadien. L'incidence de l'accroissement de l'investissement dans Caribbean Utilities à 54 % en novembre 2006 a été contrebalancée par un bénéfice moins important à Caribbean Utilities en raison d'une charge liée à la cession de turbines à vapeur.

Les activités non réglementées de Fortis Generation ont contribué 24 millions $ au bénéfice contre 27 millions $ en 2006. Ces résultats ont souffert de la diminution de la production hydroélectrique en raison des faibles précipitations.

Fortis Properties a contribué au bénéfice à raison de 24 millions $, en hausse de 5 millions $ par rapport au bénéfice de 19 millions $ affiché en 2006. Les résultats découlent des activités d'hôtellerie plus importantes dans l'Ouest canadien et d'un rajustement fiscal favorable de 4 millions $ lié aux taux d'imposition futurs des sociétés moins élevés. Les résultats de 2006 comprenaient un montant de 3 millions $ lié à un rajustement fiscal favorable et à un gain sur la vente d'un hôtel.

Les charges et autres du siège social se sont établies à 61 millions $ en 2007, contre 35 millions $ en 2006. Cette hausse est surtout imputable aux frais financiers liés à l'acquisition de Terasen.

Les dépenses en immobilisations de services publics, avant les apports de la clientèle, se sont établies à environ 790 millions $ en 2007, y compris un montant de 120 millions $ lié aux sociétés Terasen Gas à compter de la date de leur acquisition.

"Nos services publics ont entamé leurs programmes d'immobilisations de 2008 totalisant environ 900 millions $. La plupart de ces immobilisations ont trait à nos services publics dans la région à croissance élevée de l'Ouest canadien, afin de répondre à la demande en énergie accrue et d'améliorer la fiabilité du gaz et de l'électricité que nous fournissons à la clientèle, a déclaré M. Marshall. Au cours des cinq prochains exercices, notre programme d'immobilisations consolidé à l'égard des services publics devrait dépasser 4 milliards $. Ce programme d'immobilisations devrait entraîner une croissance du bénéfice et des dividendes", a-t-il mentionné.

"Fortis est à l'affût d'acquisitions à des fins de croissance rentable, en mettant l'accent sur des occasions d'acquérir des services publics de gaz naturel et d'électricité au Canada, aux Etats-Unis et dans les Caraïbes", a ajouté M. Marshall.

"Alors que nous poursuivons la croissance de nos activités, nous demeurons axés sur la prestation d'un bon service à notre clientèle et sur un rendement supérieur à l'intention de nos actionnaires", a conclu M. Marshall.

Fortis Inc.

Rapport de gestion intermédiaire

Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007 En date du 7 février 2008

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

Dans cette analyse, Fortis inclut des énoncés prospectifs qui reflètent les attentes de la direction à l'égard de la croissance future, des résultats d'exploitation, du rendement, des perspectives et des occasions d'affaires de la Société. Dans toute la mesure du possible, des termes comme "anticiper", "croire", "s'attendre à", "avoir l'intention de" ou autres expressions semblables ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs. Ces énoncés reflètent les opinions de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose la direction de la Société. Certains facteurs ou hypothèses importants ont été appliqués pour tirer les conclusions contenues dans les énoncés prospectifs. Ces facteurs ou hypothèses comportent des risques et incertitudes inhérents à l'égard des attentes futures en général. Les facteurs ou hypothèses en question ont notamment trait à la réglementation, à l'intégration de Terasen Inc. ("Terasen"), et à la gestion de la croissance des activités, aux risques d'exploitation et d'entretien, aux prix du gaz naturel et de l'approvisionnement énergétique, à la conjoncture économique en général, aux conditions climatiques et au caractère saisonnier, aux taux d'intérêt, aux instruments dérivés et instruments de couverture, aux risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc., aux sources de financement, à l'environnement, aux assurances, aux licences et permis, aux prix de l'énergie, à la perte de zones de desserte, aux terres des Premières nations, aux contreparties, aux relations de travail, aux ressources humaines et au risque d'illiquidité. Fortis met les lecteurs en garde quant au fait que certains facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels, le rendement ou les réalisations diffèrent de manière importante des résultats analysés ou suggérés dans les énoncés prospectifs. Ces facteurs doivent être soigneusement pris en compte et il convient de ne pas se fier indûment aux énoncés prospectifs. Pour obtenir des renseignements additionnels à l'égard de certains de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés auprès des organismes de réglementation en valeurs mobilières canadiens, y compris les facteurs décrits à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006 et ceux du trimestre et de l'exercice terminés le 31 décembre 2007. La Société décline toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser un énoncé prospectif, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement.

Fortis, la plus importante société de services de distribution de gaz et d'électricité du Canada détenue par des investisseurs, sert deux millions de consommateurs. Fortis détient notamment une entreprise de services publics réglementée de gaz naturel en Colombie-Britannique et des entreprises de services publics réglementées d'électricité, réparties dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Elle possède par ailleurs des actifs non réglementés de production d'hydroélectricité un peu partout au Canada, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. En 2007, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe en électricité d'environ 5 700 mégawatts ("MG"), et son réseau de distribution de gaz a répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 360 térajoules ("TJ").

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

Les actifs de production non réglementés de la Société sont exploités dans trois pays et ont une capacité de production combinée de 195 MW, principalement hydroélectrique. La Société, par l'intermédiaire de sa filiale non réglementée Fortis Properties, possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux situés principalement dans le Canada atlantique.

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

ACQUISITION D'ENTREPRISE

Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions émises et en circulation de Terasen, anciennement une filiale en propriété exclusive de Kinder Morgan, Inc., moyennant une contrepartie globale de 3,7 milliards $, incluant la prise en charge d'environ 2,4 milliards $ de la dette consolidée. Terasen possède et exploite des entreprises de distribution de gaz établies par TGI, TGVI et TGWI. Terasen est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 918 000 clients, ou 96 % des consommateurs de gaz naturel de la province. Les entreprises de transport de pétrole de Kinder Morgan Canada (anciennement Terasen Pipelines), qui comprennent principalement des pipelines de pétrole brut et raffiné, n'ont pas fait partie de l'acquisition.

Une tranche importante du prix net d'acquisition au comptant de Terasen a été réglée à même le produit net du placement de reçus de souscription clôturé par Fortis le 15 mars 2007. Fortis a procédé à l'émission de 44 275 000 reçus de souscription pour un produit brut approximatif de 1,15 milliard $. A la clôture de l'acquisition de Terasen, le 17 mai 2007, les reçus de souscription ont été automatiquement échangés contre un nombre équivalent d'actions ordinaires de Fortis sans contrepartie additionnelle et un paiement en espèces de 0,21 $, correspondant au montant des dividendes déclarés par Fortis sur ses actions ordinaires aux porteurs inscrits en date du 4 mai 2007. Fortis a financé provisoirement le solde du prix net d'acquisition au comptant en prélevant 125 millions $ à même ses facilités de crédit existantes.

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les faits saillants financiers, y compris les bénéfices sectoriels, pour les quatrièmes trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006 sont présentés dans le tableau qui suit.




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Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
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(en millions $, sauf
le résultat par
action ordinaire et
le nombre d'actions
ordinaires en
circulation) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits et
quote-part du
bénéfice d'un
placement 1 018 394 624 2 718 1 472 1 246
--------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
d'exploitation 152 59 93 373 263 110
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions
ordinaires 79 34 45 193 147 46
--------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire
($) 0,51 0,33 0,18 1,40 1,42 (0,02)
--------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,49 0,32 0,17 1,32 1,37 (0,05)
--------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions
ordinaires en
circulation
(en millions) 155,4 104,0 51,4 137,6 103,6 34,0
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Bénéfice net sectoriel
--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
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2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés de gaz
au Canada
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen
Gas(1) 52 - 52 50 - 50
--------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité au
Canada
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 6 9 (3) 48 42 6
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC(2) 7 6 1 31 27 4
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 9 9 - 30 30 -
--------------------------------------------------------------------------
Autres services
au Canada(3) 3 3 - 16 14 2
--------------------------------------------------------------------------
25 27 (2) 125 113 12
--------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité
dans les
Caraïbes(4) 9 8 1 31 23 8
--------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
Fortis Generation(5) 7 7 - 24 27 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
Fortis Properties 8 3 5 24 19 5
--------------------------------------------------------------------------
Siège social et
autres(6) (22) (11) (11) (61) (35) (26)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 79 34 45 193 147 46
--------------------------------------------------------------------------

1) Les résultats financiers sont compris à compter de la date de
l'acquisition, soit le 17 mai 2007.

2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion non réglementés liés aux
centrales hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que
le réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire.
Comprend aussi l'ancienne société Princeton Light and Power Company,
Limited ("PLP"), mais exclut les activités de production non
réglementées de la société en commandite en propriété exclusive de
FortisBC Inc., Walden Power Partnership. Avec prise d'effet le
1 er janvier 2007, PLP a été fusionnée à FortisBC Inc. dans le cadre
d'une restructuration interne.

3) Comprend Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario est composée
de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée et de Cornwall
Electric.

4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis a une participation
conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans laquelle
Fortis a une participation conférant le contrôle d'environ 54 % et
Fortis Turks and Caicos détenue à 100 %, dont l'acquisition a été faite
le 28 août 2006. Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation
additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient
maintenant environ 54 % de la société. Le bilan de Caribbean Utilities
au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre
2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états
financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois. En
2006, l'état des résultats de Fortis tenait compte de la participation
d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant
comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux
mois.

5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non 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.

6) Comprend le montant net des charges du siège social et, à compter du 17
mai 2007, les charges liées aux activités non réglementées de Terasen et
la participation de 30 % de Terasen dans CWP.


RESULTATS FINANCIERS SECTORIELS

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas
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Sociétés Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées le 31 décembre 2007
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Trimestre Exercice(1)
-----------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz (TJ) 69 108 118 309
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(en millions $)
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Produits 548 905
-----------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement énergétique 367 559
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Charges d'exploitation 66 150
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Amortissement 23 58
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Frais financiers 33 80
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Gain à la cession d'un bien (8) (8)
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Impôts sur les bénéfices des sociétés 15 16
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Bénéfice 52 50
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1) Données du 17 mai 2007, date de l'acquisition.
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Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de Terasen. Terasen possède et exploite des entreprises de distribution de gaz établies par TGI, TGVI et TGWI. Terasen est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 918 000 clients, ou 96 % des consommateurs de gaz naturel de la province. TGI offre des services de distribution de gaz dans une région qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique. TGVI possède un réseau intégré de distribution et de transport de gaz servant ses clients de la Sunshine Coast et diverses localités sur l'île de Vancouver, y compris Victoria et ses environs. TGWI offre des services de distribution de gaz propane à environ 2 400 clients dans la région de Whistler.

Bénéfice : Les sociétés Terasen Gas ont affiché un bénéfice de 52 millions $ pour le quatrième trimestre, et de 50 millions $ depuis leur acquisition le 17 mai 2007. Le caractère saisonnier a une incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas, puisqu'une part importante du gaz distribué est utilisé à des fins de chauffage. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice aux premier et quatrième trimestres. Le rendement a été conforme à celui prévu pour les sociétés Terasen Gas au cours du quatrième trimestre et conforme au rendement d'exploitation affiché au cours du quatrième trimestre de 2006. Les résultats du trimestre comprenaient un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires.

En raison des mécanismes de report réglementaire approuvés par la British Columbia Utilities Commission ("BCUC"), les variations des niveaux de consommation et le coût du gaz naturel n'ont pas d'incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas. Ces mécanismes servent à accumuler les incidences sur la marge que peuvent avoir les écarts entre la consommation réelle des clients des secteurs résidentiel et commercial et leur consommation prévue, ainsi que les écarts entre les coûts réels et les coûts prévus du gaz naturel récupérés à même les tarifs de base. De plus, comme il a été approuvé par la BCUC, les sociétés Terasen Gas utilisent un compte de report des taux d'intérêt pour absorber les variations de taux d'intérêt, fixant ainsi le taux d'intérêt sur les facilités de crédit à court terme et à taux variable.

Volumes de gaz : Les volumes de gaz pour le quatrième trimestre ont atteint 69 108 TJ comparativement à 64 514 TJ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation de 7,1 % des volumes de gaz d'un trimestre à l'autre est attribuable à des températures plus basses et à la croissance de la clientèle. Les volumes de gaz annuels se sont établis à 220 977 TJ, en hausse de 5,7 % par rapport à 209 013 TJ en 2006, pour les raisons décrites pour le trimestre. Les volumes à la hausse entraînent des produits et des coûts du gaz naturel plus élevés et, par conséquent, n'ont pas une incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas.

En 2007, les ajouts nets de clients de TGI ont été de 9 939, comparativement à 10 289 ajouts nets de clients en 2006. Bien que 2007 ait constitué une autre année solide en matière de mises en chantier en Colombie-Britannique, des conditions météorologiques défavorables ont ralenti les activités de construction vers la fin de l'exercice. De plus, la croissance des immeubles d'habitation a aussi eu une incidence sur les ajouts nets, puisque l'utilisation du gaz naturel est moins répandue dans ce genre d'habitation. En 2007, les ajouts nets de clients à TGVI ont été de 3 922, comparativement à 4 120 ajouts nets de clients en 2006.

Par suite de l'acquisition de Terasen par la Société, Standard & Poor's ("S&P") a relevé la note de crédit de la dette à long terme et de la dette de premier rang non garantie de TGI de "BBB" à "A" le 19 juin 2007.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta
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FortisAlberta
Faits saillants financiers
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'énergie (GWh) 4 002 3 901 101 15 378 14 851 527
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 68 66 2 270 251 19
-------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 32 30 2 122 115 7
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 19 18 1 75 69 6
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 10 8 2 36 30 6
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 1 1 - (11) (5) (6)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6 9 (3) 48 42 6
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Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta a baissé de 3 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de charges d'exploitation, d'une dotation aux amortissements et de frais financiers plus élevés. Le bénéfice annuel s'est fixé à 6 millions $ de plus qu'au dernier exercice, surtout en raison des produits plus importants liés à la croissance de la clientèle, et des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés, en partie contrebalancés par une augmentation des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie ont augmenté de 101 gigawattheures ("GWh"), ou 2,6 %, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, et ont augmenté de 527 GWh, ou 3,5 %, par rapport au dernier exercice, en raison de la hausse de la demande d'énergie liée à la croissance de la clientèle. La société a constaté une hausse d'environ 18 000 clients au cours des exercices, le nombre total de clients de FortisAlberta totalisant maintenant plus de 448 000.

Produits : Les produits ont été de 2 millions $ plus élevés par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la croissance de la clientèle et de l'augmentation de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients à partir du 1er janvier 2007.

Les produits annuels ont été en hausse de 19 millions $ par rapport à l'exercice précédent. La hausse a été attribuable à l'incidence combinée de l'augmentation de 11 millions $ découlant de la croissance de la clientèle et de la majoration de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients depuis le 1er janvier 2007, de l'accroissement de 3 millions $ au titre des écarts découlant de l'effet de divers produits de distribution reportés, de la progression de 1 million $ découlant des produits tirés des redevances de franchises, de la montée de 1 million $ des produits de distribution nets tirés principalement de l'accroissement des livraisons d'énergie, du nombre de clients et des ajustements au titre des reports et de la facturation de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), et de la progression d'autres produits divers de 3 millions $. La progression des produits divers a été surtout attribuable aux pénalités pour résiliation anticipée des services de distribution, à l'augmentation de l'impartition des services et aux intérêts créditeurs gagnés sur les comptes de report des charges de l'AESO.

Charges : Les charges d'exploitation ont augmenté de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de la hausse des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux, en partie contrebalancée par l'accroissement des montants imputés aux projets d'immobilisations et la baisse des impôts municipaux. Les charges d'exploitation annuelles ont été de 7 millions $ de plus qu'au dernier exercice, surtout en raison des hausses des coûts de la main-d'oeuvre et des avantages sociaux, et de la main-d'oeuvre contractuelle ainsi que des acquisitions importantes, en partie contrebalancées par les montants plus importants imputés aux projets d'immobilisations.

La dotation aux amortissements a été de 1 million $ plus élevée qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, et de 6 millions $ plus élevée qu'au dernier exercice, en raison d'une hausse des immobilisations causée par la croissance de la charge et de la mise à niveau et du remplacement d'actifs dans les zones de desserte de la société, en partie contrebalancée par l'amortissement des contributions plus élevées provenant de la clientèle.

Les frais financiers ont été supérieurs de 2 millions $ par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, et de 6 millions $ par rapport au dernier exercice, principalement en raison de la hausse des emprunts en vue de financer les dépenses en immobilisations. Le 3 janvier 2007, FortisAlberta a émis des débentures de premier rang non garanties à 4,99 % totalisant 110 millions $ et venant à échéance le 3 janvier 2047. Le 21 avril 2006, FortisAlberta a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,40 % pour un montant global de 100 millions $ et venant à échéance le 21 avril 2036. Le produit net tiré des émissions de débentures a essentiellement servi au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, contractés essentiellement pour financer les dépenses en immobilisations.

La charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés a été comparable à celle de la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation des impôts sur les bénéfices des sociétés exigibles découlant d'une baisse des déductions aux fins fiscales comparativement aux déductions aux fins comptables en 2007, comparativement à 2006, a été en grande partie contrebalancée par une réduction de la charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés futurs. Le recouvrement annuel d'impôts sur les bénéfices des sociétés a été de 6 millions $ plus élevé qu'à l'exercice précédent, surtout en raison d'un recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés futurs en 2007 découlant de la réduction des montants des reports de l'AESO en fonction desquels les impôts sur les bénéfices des sociétés futurs sont calculés, en partie contrebalancée par les impôts sur les bénéfices des sociétés exigibles plus élevés pour les raisons décrites pour le trimestre.



FortisBC

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FortisBC
Faits saillants financiers
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 839 842 (3) 3 091 3 038 53
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 61 58 3 229 216 13
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 19 20 (1) 67 68 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 20 17 3 69 63 6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 8 7 1 31 28 3
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 7 6 1 26 23 3
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés - 2 (2) 5 7 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 6 1 31 27 4
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a été légèrement supérieur comparativement à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. Le bénéfice annuel a été de 4 millions $ supérieur à celui du dernier exercice, en raison des tarifs d'électricité plus élevés, des ventes d'électricité plus importantes et des coûts d'approvisionnement énergétique et des impôts sur les bénéfices des sociétés à la baisse, en partie contrebalancés par la hausse des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont reculé de 3 GWh, ou 0,4 %, par rapport au trimestre précédent, en raison de températures plus élevées et de l'incidence de charges industrielles à la baisse liées à l'optimisation d'une usine par un important client industriel. La diminution a été en partie contrebalancée par une réduction de l'estimation des pertes du réseau électrique et de la croissance du nombre de clients dans les secteurs résidentiel et des services généraux.

Les ventes d'électricité annuelles ont augmenté de 53 GWh, ou 1,7 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence favorable, sur les ventes d'électricité, d'une réduction de l'estimation des pertes du réseau électrique et la croissance du nombre de clients dans les secteurs résidentiel et des services généraux ont plus que contrebalancé l'incidence de la baisse des charges industrielles découlant de l'optimisation d'une usine par un important client industriel. Au cours du premier trimestre de 2007, une analyse des pertes du réseau électrique a permis de réduire les pertes estimatives du réseau à partir du 1er janvier 2007. La réduction des pertes du réseau reflète l'accroissement de l'efficience découlant du programme d'immobilisations continu de la société qui vise la mise à niveau et le remplacement des systèmes de production et des réseaux de transport et de distribution, de même que l'amélioration du processus d'estimation des pertes du réseau.

Produits : Les produits ont été de 3 millions $ plus élevés qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de l'incidence d'une hausse de 1,2 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2007, d'une augmentation additionnelle de 2,1 % des tarifs d'électricité avec prise d'effet le 1er avril 2007, et d'une contribution plus importante aux produits des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion. L'augmentation a été en partie contrebalancée par des ventes d'électricité moins importantes pour le trimestre en raison des facteurs susmentionnés.

Les produits annuels ont été supérieurs de 13 millions $ à ceux de l'exercice précédent, surtout en raison des augmentations de tarifs du 1er janvier et du 1er avril 2007, y compris la tranche du premier trimestre de 2007 de l'augmentation de 2,1 % des tarifs d'électricité qui sera recouvrée auprès de la clientèle en 2008, de la hausse des contributions aux produits des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion, de l'augmentation des ventes d'électricité pour l'exercice en raison des facteurs décrits précédemment et d'une diminution des rajustements incitatifs d'établissement des tarifs fondés sur le rendement ("ETR") à verser à la clientèle.

Charges : Les coûts de l'approvisionnement énergétique ont baissé de 1 million $ en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 1 million $ par rapport au dernier exercice. Malgré une proportion plus importante d'énergie achetée comparativement à l'énergie produite par les centrales hydroélectriques détenues par la société en 2007, les coûts d'approvisionnement énergétique ont diminué en raison de prix d'achat moyens de l'énergie moins élevés.

Les charges d'exploitation ont été en hausse de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de charges liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion plus élevées, de l'incidence du calendrier de certains projets d'exploitation et d'entretien de 2007 et des dépenses connexes, de l'augmentation générale des coûts en raison de l'inflation, de la montée des coûts de la main-d'oeuvre et de la progression de la provision pour créances irrécouvrables liée au secteur forestier. L'augmentation des charges d'exploitation a été en partie contrebalancée par des frais de transit moins élevés.

Les charges d'exploitation annuelles ont augmenté de 6 millions $ par rapport à l'exercice précédent. L'augmentation a découlé de charges d'exploitation plus élevées liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion, de la hausse générale des coûts en raison de l'inflation, de la montée des coûts de la main-d'oeuvre, de l'accroissement de la provision pour créances irrécouvrables liée au secteur forestier et de la croissance des taxes foncières. L'augmentation des charges d'exploitation a été en partie contrebalancée par des frais de transit et des droits sur l'eau moins élevés et l'incidence de la hausse des coûts indirects capitalisés.

La dotation aux amortissements a été plus élevée de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 3 millions $ plus élevée par rapport au dernier exercice. L'augmentation est imputable à une progression des immobilisations de FortisBC résultant de son programme d'immobilisations.

Les frais financiers ont progressé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 3 millions $ en regard du dernier exercice, ce qui s'explique par les emprunts plus élevés nécessaires au financement du programme d'immobilisations de la société. Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,90 % pour un montant global de 105 millions $ et venant à échéance le 4 juillet 2047. Le produit net tiré de l'émission de débentures a été principalement affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, contractés principalement pour financer les dépenses en immobilisations.

Le 21 juin 2007, Moody's Investors Service a relevé la note de crédit de la dette de premier rang non garantie de FortisBC, la faisant passer de "Baa3, Perspective stable" à "Baa2, Perspective stable".

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont diminué de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et de la hausse des déductions aux fins fiscales en comparaison des déductions aux fins comptables. Les impôts sur les bénéfices des sociétés annuels ont diminué de 2 millions $ par rapport à l'exercice précédent, surtout en raison de la hausse des déductions aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en comparaison des déductions aux fins comptables, hausse en partie atténuée par le bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés plus important.



Newfoundland Power

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Newfoundland Power
Faits saillants financiers
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 1 384 1 353 31 5 093 4 995 98
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 132 114 18 490 421 69
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 88 69 19 327 256 71
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 14 15 (1) 53 54 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 9 - 34 33 1
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 9 (1) 33 33 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 3 3 - 12 14 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 1 - 1 1 1 -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 9 9 - 30 30 -
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 9,0 millions $ pour le trimestre et de 30 millions $ pour l'exercice, ce qui est comparable au bénéfice enregistré pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des ventes d'électricité a été en grande partie contrebalancée par l'incidence de la baisse des tarifs d'électricité en raison d'une réduction du taux de rendement des capitaux propres autorisé pour 2007.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 31 GWh, ou 2,3 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et ont augmenté de 98 GWh, ou 2,0 %, par rapport au dernier exercice, surtout en raison de la croissance de la clientèle et d'une consommation moyenne à la hausse.

Produits : Les produits ont progressé de 18 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 69 millions $ en regard du dernier exercice. L'augmentation est surtout attribuable au transfert de la hausse des coûts de l'énergie achetée, avec prise d'effet le 1er janvier 2007, de Newfoundland and Labrador Hydro ("Newfoundland Hydro"), et à la montée des ventes d'électricité, en partie contrebalancés par une diminution des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2007 en raison d'un rendement des capitaux propres autorisé à la baisse pour 2007.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été en hausse de 19 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 71 millions $ par rapport au dernier exercice, surtout en raison du transfert de la hausse des coûts de l'électricité achetée, avec prise d'effet le 1er janvier 2007, de Newfoundland Hydro, et de la progression des ventes d'électricité.

Les charges d'exploitation ont diminué de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et au dernier exercice. La baisse est surtout attribuable au recul des coûts des régimes de retraite, reflétant les rendements améliorés des actifs des régimes de retraite plus importants attribuables à la capitalisation des régimes et la fin, en mars 2007, de l'amortissement des indemnités de retraite associées au programme de retraite anticipée de 2005. La baisse a été en partie contrebalancée par l'augmentation des coûts de la main-d'oeuvre reflétant des augmentations habituelles de salaires et par les coûts engagés dans la réparation de certains réseaux de distribution par suite de dommages importants causés par une tempête en décembre 2007.

La dotation aux amortissements pour le trimestre a été comparable à celle du trimestre correspondant de l'exercice précédent et a augmenté de 1,0 million $ en regard du dernier exercice, une augmentation principalement due aux investissements continus dans les immobilisations.

Les frais financiers ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent et à ceux du dernier exercice. Le 17 août 2007, Newfoundland Power a émis des obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement à 5,901 % pour un montant de 70 millions $, venant à échéance le 17 août 2037. Le produit net a été affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, qui avaient été contractés en grande partie pour financer les dépenses en immobilisations et rembourser des obligations à 11,875 % de 31,5 millions $ arrivant à échéance.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été stables par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 2 millions $ moins élevés par rapport au dernier exercice. La diminution reflète un bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés moins importants ainsi que l'augmentation des déductions à des fins fiscales par rapport aux déductions à des fins comptables. Les déductions fiscales plus élevées découlent en grande partie de la hausse de l'amortissement fiscal découlant des dépenses en immobilisations liées à la centrale hydroélectrique Rattling Brook de la société en 2007.



Autres services publics d'électricité au Canada

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Autres services publics d'électricité au Canada (non vérifié)(1)
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Faits saillants financiers
Périodes terminées les 31 décembre
---------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
---------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
---------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh)
---------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric 252 248 4 1 035 999 36
---------------------------------------------------------------------------
FortisOntario 302 296 6 1 174 1 169 5
---------------------------------------------------------------------------
Total 554 544 10 2 209 2 168 41
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(en millions $)
---------------------------------------------------------------------------
Produits 66 63 3 263 252 11
---------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement
énergétique 43 43 - 174 171 3
---------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 8 8 - 29 28 1
---------------------------------------------------------------------------
Amortissement 5 4 1 17 15 2
---------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 3 1 17 15 2
---------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 3 2 1 10 9 1
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 3 3 - 16 14 2
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1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
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Bénéfice : Le bénéfice tiré des autres services publics d'électricité du Canada a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Un gain après impôts non récurrent de 2 millions $ de FortisOntario, lié à un remboursement reçu par suite d'une ordonnance de l'organisme de réglementation relativement à un arrangement d'interconnexion, a été contrebalancé par une dotation aux amortissements et des frais financiers plus élevés. Le bénéfice annuel a été en hausse de 2 millions $ par rapport au dernier exercice, en raison du gain non récurrent de FortisOntario, et de la hausse des ventes et des tarifs de base d'électricité, en partie contrebalancés par l'augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 10 GWh, ou 1,8 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison d'une consommation moyenne accrue par suite de températures plus basses que la normale à l'Ile-du-Prince-Edouard et en Ontario, en partie contrebalancées par l'incidence de la perte d'un important client industriel et d'une interruption temporaire des activités d'un autre client industriel en Ontario. Les ventes d'électricité ont augmenté de 41 GWh, ou 1,9 %, par rapport au dernier exercice. L'augmentation découle d'une consommation moyenne plus élevée en raison de températures plus basses que la normale à l'Ile-du-Prince-Edouard et en Ontario, et de la croissance de la clientèle de Maritime Electric, en partie contrebalancées par l'incidence de la perte d'un important client industriel et l'interruption temporaire des activités d'un autre client industriel en Ontario.

Produits : Les produits ont été en hausse de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison du remboursement de 3 millions $ reçu par FortisOntario et de la progression des ventes d'électricité, en partie contrebalancés par l'incidence d'une réduction des tarifs de FortisOntario liée au transfert à la clientèle de coûts d'approvisionnement énergétique moins élevés. Les produits annuels ont affiché une hausse de 11 millions $ par rapport au dernier exercice, surtout en raison de l'augmentation des ventes d'électricité, du remboursement de 3 millions $ reçu par FortisOntario, de la montée de 3,35 % des tarifs d'électricité de base de Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er juillet 2006, de l'incidence d'une augmentation des tarifs de FortisOntario liée au transfert à la clientèle de coûts d'approvisionnement énergétique plus élevés et de hausses des taux de distribution de base de FortisOntario en mai 2006 et en mai 2007.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les prix de l'énergie du marché à la baisse payés par FortisOntario ont été contrebalancés par l'incidence de la hausse des ventes d'électricité. Les coûts d'approvisionnement énergétique annuels ont affiché une hausse de 3 millions $ par rapport à l'exercice précédent, en raison de l'augmentation des prix de l'énergie du marché payés par FortisOntario et de la montée des ventes d'électricité. A Maritime Electric, les coûts d'approvisionnement énergétique réels supérieurs ou inférieurs au montant approuvé par l'organisme de réglementation de 6,73 cents le kilowatt heure ("kWh") sont reportés pour recouvrement ou remboursement futurs auprès de la clientèle ou à celle-ci pendant une période continue de douze mois.

Les charges d'exploitation ont été stables par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 1 million $ plus élevées par rapport au dernier exercice. L'augmentation découle de coûts d'assurance, réglementaires et juridiques liés à un programme de retraite anticipée de FortisOntario.

La dotation aux amortissements a été supérieure de 1 million $ à celle enregistrée au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 2 millions $ à celle inscrite au dernier exercice, surtout en raison des investissements continus dans les immobilisations.

Les frais financiers ont progressé de 1 million $ par rapport à ceux du trimestre correspondant il y a un an et de 2 millions $ en regard de ceux de l'exercice précédent en raison d'emprunts nécessaires au financement de dépenses en immobilisations et de coûts d'approvisionnement énergétique plus élevés à Maritime Electric.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont augmenté de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et au dernier exercice en raison de l'augmentation du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés, en partie contrebalancée par la hausse des déductions aux fins fiscales en comparaison des déductions aux fins comptables. De plus, au cours du quatrième trimestre de 2007, une charge d'impôts futurs de 0,5 million $ a été comptabilisée en raison de la réduction des soldes d'actifs d'impôts futurs découlant de l'application des baisses annoncées du taux fédéral d'imposition. Une charge semblable a été comptabilisée au cours du deuxième trimestre de 2006.


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES



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Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
entre le dollar américain
et le dollar canadien(2) 0,98 1,14 (0,16) 1,07 1,13 (0,06)
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité (GWh)
--------------------------------------------------------------------------
Belize Electricity 95 91 4 382 360 22
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities 140 135 5 527 485(3) 42
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks and Caicos 37 33 4 145 125(3) 20
--------------------------------------------------------------------------
Total 272 259 13 1 054 970 84
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 76 32(4) 44 307 101(4) 206
--------------------------------------------------------------------------
Quote-part du bénéfice
d'un placement - 3 (3) - 10 (10)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement
énergétique 42 17 25 169 57 112
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 10 5 5 49 13 36
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 7 2 5 28 7 21
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 1 3 15 5 10
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 1 - 2 2 -
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires sans
contrôle 3 1 2 13 4 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 9 8 1 31 23 8
---------------------------------------------------------------------------
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1) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans
laquelle Fortis détient une participation conférant le contrôle
d'environ 54 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and
Caicos.

2) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change comparé au dollar
américain s'établit à 2 $ BZ pour 1 $ US. La monnaie de présentation des
états financiers de Caribbean Utilities est le dollar des îles Caïmans
($ CI) dont le taux de change comparé au dollar américain s'établit à
0,84 $ CI pour 1 $ US. La monnaie de présentation des états financiers
de Fortis Turks and Caicos est le dollar US.

3) Ventes pour un exercice complet comme elles sont présentées par le
service public.

4) Les produits pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre
2006 n'englobent pas les ventes d'électricité de Caribbean Utilities,
car cette dernière n'était pas consolidée dans les états financiers de
Fortis pour ces périodes. Les produits pour le trimestre et l'exercice
terminés le 31 décembre 2006 incluent les ventes d'électricité par
Fortis Turks and Caicos depuis le 28 août 2006, date de son acquisition
par Fortis.


Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient maintenant environ 54 % de la société. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois. En 2006, l'état des résultats de Fortis tenait compte de la participation d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois. La fin d'exercice de Caribbean Utilities est le 30 avril et, par conséquent, les données financières présentées ci-dessus pour 2007 et 2006 comprennent les résultats financiers du deuxième trimestre de Caribbean Utilities terminé le 31 octobre. Les informations financières annuelles de 2007 et 2006 ci-dessus comprennent les résultats financiers de Caribbean Utilities pour l'exercice terminé le 31 octobre.

Bénéfice : L'apport au bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a été supérieur de 1 million $ à celui du trimestre correspondant. L'augmentation a découlé de l'incidence d'un investissement plus important dans Caribbean Utilities d'environ 54 %, en partie contrebalancé par l'incidence d'un bénéfice moins important à Caribbean Utilities par suite de charges d'exploitation plus élevées et de l'incidence défavorable de la conversion des devises. Les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes pour le quatrième trimestre ont vu leur contribution au bénéfice diminuée par l'incidence du change défavorable de 1 million $ liée à la conversion du bénéfice libellé en devises, en raison du raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain. Au cours du quatrième trimestre de 2007, la contribution au bénéfice de Caribbean Utilities, de Belize Electricity et de Fortis Turks and Caicos s'est établie respectivement à 3 millions $, 2 millions $ et 4 millions $.

La contribution au bénéfice annuel des services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes a été supérieure de 8 millions $ par rapport à celle de l'exercice précédent. La hausse est attribuable au premier exercice complet de contribution de Fortis Turks and Caicos, de ventes d'électricité plus importantes et de frais financiers à la baisse à Belize Electricity, en partie contrebalancés par l'incidence défavorable de la conversion des devises. L'incidence de la hausse de l'investissement dans Caribbean Utilities qui est passé à environ 54 %, a été contrebalancée par la baisse du bénéfice de Caribbean Utilities, découlant d'une charge liée à la cession de turbines à vapeur et de charges d'exploitation à la hausse. La charge à la cession des turbines à vapeur a réduit le bénéfice de Fortis d'environ 2 millions $ en 2007. La contribution annuelle des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes au bénéfice a été réduite par une incidence défavorable de 2 millions $ du taux de change sur la conversion du bénéfice libellé en devises, qui est attribuable au raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain. En 2007, la contribution au bénéfice de Caribbean Utilities, de Belize Electricity et de Fortis Turks and Caicos s'est établie respectivement à 9 millions $, 12 millions $ et 10 millions $.

Ventes d'électricité : Les ventes totales d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont augmenté de 13 GWh, ou 5 %, par rapport au même trimestre l'an dernier et de 84 GWh, ou 8,7 %, par rapport à l'exercice précédent. Cette croissance s'explique principalement par la demande plus forte de la part de la clientèle croissante, et par la vigueur des économies locales qui contribue à l'essor de la construction résidentielle. L'accroissement des ventes d'électricité de Fortis Turks and Caicos était attribuable aux grands hôtels; toutefois, le tarif applicable à cette catégorie de clients est le plus bas tarif facturé par Fortis Turks and Caicos à toutes ses catégories de clients. Les projets importants en construction sur les îles Turks et Caicos comprennent un agrandissement de 450 chambres, au prix de 100 millions $ US, à l'hôtel Beaches Resorts, le centre de villégiature Seven Stars Luxury, les condominiums et centre de villégiature Emerald Point de 255 870 pieds carrés et le centre de villégiature et résidences Alexandra de 220 440 pieds carrés. La croissance commerciale de Grand Caïman est propulsée par de nouveaux développements, y compris l'édifice Bank of Butterfield de 60 000 pieds carrés, dont la construction devrait commencer au début de 2008, ainsi que le centre commercial et immeuble à bureaux Governor's Square de 160 000 pieds carrés, le complexe de condominiums Caribbean Club de 89 000 pieds carrés et la phase I de 500 000 pieds carrés de Camana Bay, dont la construction a commencé au cours de 2007. Au cours du trimestre, la croissance des ventes d'électricité à Caribbean Utilities a été ralentie par une charge moins importante liée à l'air climatisé en raison de pluies plus abondantes que la moyenne et des températures plus froides que la normale au cours de la période. La croissance des ventes d'électricité à Fortis Turks and Caicos au cours du trimestre a été moins élevée que celle des trimestres précédents en raison des températures plus basses en cette saison et d'activités touristiques moins importantes que prévu.

Produits : En plus d'avoir augmenté en raison de la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities en 2007, les produits ont été plus importants par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de la croissance des ventes d'électricité à Belize Electricity et à Fortis Turks and Caicos, et d'une hausse de 3,7 % de la composante à valeur ajoutée des tarifs imposés à la clientèle, en vigueur le 1er juillet 2007, à Belize Electricity. L'augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence de la conversion des devises. Les produits annuels ont été plus élevés qu'à l'exercice précédent pour les raisons décrites pour le trimestre, en plus de l'incidence du premier exercice complet de propriété de Fortis Turks and Caicos, en partie contrebalancées par l'incidence de la conversion des devises.

Charges : La hausse des charges par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et à il y a un an a été touchée de façon importante par la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities en 2007, en partie contrebalancée par l'incidence de la conversion des devises. Les charges annuelles ont aussi augmenté en raison de l'incidence du premier exercice complet de propriété de Fortis Turks and Caicos.

Les charges d'exploitation et la dotation aux amortissements de Belize Electricity ont augmenté par rapport au même trimestre l'an dernier et par rapport à l'exercice précédent. L'augmentation des charges d'exploitation est imputable principalement aux coûts accrus de main-d'oeuvre, à la mise en place d'un nouveau service à la clientèle et aux initiatives de réduction des pertes de produits, ainsi qu'aux hausses généralisées du coût des biens et des services. La hausse de la dotation aux amortissements découle de l'investissement continu dans les immobilisations. A Belize Electricity, les frais financiers annuels ont été moins élevés qu'à l'exercice précédent en raison du recul de l'encours de la dette. En juin 2006, le produit d'un placement en actions de Belize Electricity a été utilisé pour rembourser certains fournisseurs ainsi que des emprunts intersociétés et des prélèvements sur des facilités de découvert effectués principalement pour financer le coût élevé de l'électricité et du combustible.

Les charges d'exploitation affichées par Fortis Turks and Caicos ont augmenté par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et à un an plus tôt en raison de l'incidence des activités plus intenses liées à un environnement de croissance rapide.

Les charges d'exploitation de Caribbean Utilities consolidées dans les résultats financiers de la Société au cours du quatrième trimestre ont été supérieures à celles qui ont été constatées par Caribbean Utilities au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison du calendrier de certains coûts d'entretien des actifs de transport et de distribution.

Pour l'exercice 2007, les charges d'exploitation de Caribbean Utilities consolidées dans les résultats financiers de la Société ont été supérieures à celles présentées en 2006 en raison des coûts d'entretien plus élevés des actifs de production, de transport et de distribution, alors que les charges d'exploitation pour le deuxième trimestre de 2006 ont été réduites par le gain de 1,4 million $ (1,2 million $ US) à la cession d'actifs associé à un règlement d'assurance. Par ailleurs, au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes comprenaient une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession de turbines à vapeur de Caribbean Utilities. La dotation aux amortissements de Caribbean Utilities consolidée dans les résultats financiers de la Société au cours du quatrième trimestre et de l'exercice a été plus élevée que celle affichée par Caribbean Utilities au cours des périodes correspondantes de l'exercice précédent en raison d'investissements continus dans les immobilisations, y compris l'acquisition d'une nouvelle unité de production alimentée au diesel de 16 MW mise en service en juin 2007. L'unité de production a porté le total de la capacité installée de production de Caribbean Utilities jusqu'à environ 137 MW.

En juin 2007, Caribbean Utilities a clôturé la première tranche de 30 millions $ US d'un placement de billets non garantis de premier rang à 5,65 % de 40 millions $ US et la seconde tranche de 10 millions $ US en novembre 2007. Les billets non garantis de premier rang viennent à échéance le 1er juin 2022. Le produit du placement a été affecté au remboursement des dettes existantes et au financement des dépenses en immobilisations.

En 2007, Fortis Turks and Caicos a mis en service 7 MW supplémentaires de capacité de production détenue, portant la capacité de production combinée de Fortis Turks and Caicos à 48 MW à la fin de l'exercice. En mai 2007, Fortis Turks and Caicos a acquis quatre unités de production additionnelles d'une capacité combinée de 13 MW, qui devraient être installées et mises en service en 2008 et en 2009. La capacité additionnelle vise à répondre à la forte croissance de la clientèle.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES -- FORTIS GENERATION

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Activités non réglementées -- Fortis Generation
--------------------------------------------------------------------------
Faits saillants financiers
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie (GWh) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Belize 52 53 (1) 167 178 (11)
--------------------------------------------------------------------------

Ontario 179 186 (7) 707 722 (15)
--------------------------------------------------------------------------
Région centrale de
Terre-Neuve 40 59 (19) 137 168 (31)
--------------------------------------------------------------------------
Colombie-Britannique 5 4 1 34 30 4
--------------------------------------------------------------------------
Nord de l'Etat de New York 27 38 (11) 77 105 (28)
--------------------------------------------------------------------------
Total 303 340 (37) 1 122 1 203 (81)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 19 20 (1) 75 80 (5)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvisionnement
énergétique 3 1 2 8 6 2
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3 4 (1) 14 15 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 3 (1) 10 11 (1)
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2 2 - 10 10 -
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 1 1 8 8 -
--------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle - 2 (2) 1 3 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 7 - 24 27 (3)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la baisse de la production découlant de pluies moins abondantes a été en grande partie contrebalancée par la hausse des prix moyens de l'énergie de gros en Ontario et la baisse des charges d'exploitation. Le bénéfice annuel a été de 3 millions $ moins élevé qu'un an plus tôt. La baisse est principalement imputable à la production moins importante en raison de pluies moins abondantes, en partie contrebalancée par la hausse des prix de gros moyens de l'énergie en Ontario et la baisse des charges d'exploitation.

Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie ont reculé de 37 GWh, ou 10,9 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 81 GWh, ou 6,7 %, par rapport à l'exercice précédent. La baisse est surtout imputable à la production moins importante en raison de pluies moins abondantes dans la plupart des régions d'exploitation. Toutefois, les pluies de 2006 ont été plus abondantes que la normale. Au Belize, la production annuelle de 2007 et de 2006 a été plus importante que prévu selon les précipitations moyennes historiques. La baisse des ventes annuelles d'énergie a été en partie contrebalancée par l'incidence d'un exercice complet d'exploitation de la centrale Dolgeville dans le nord de l'Etat de New York en 2007, comparativement à neuf mois d'exploitation en 2006 en raison d'une interruption dans l'approvisionnement en eau par suite d'une inondation survenue pendant l'année.

Produits : Les produits ont été moins élevés de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 5 millions $ par rapport à un an plus tôt en raison d'une production à la baisse, en partie contrebalancée par la progression des prix de gros moyens de l'énergie en Ontario et le transfert de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique dans la région centrale de Terre-Neuve.

Le prix de gros moyen de l'énergie a été de 48,33 $ le mégawatheure ("MWh") en Ontario au cours du quatrième trimestre, contre 42,69 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le prix de gros annuel moyen de l'énergie de gros a été de 47,81 $ par MWh en Ontario, contre 46,38 $ à l'exercice précédent. L'augmentation des prix en gros moyens de l'énergie en Ontario s'est traduite par une hausse du bénéfice du quatrième trimestre et de l'exercice d'environ 1 million $ par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Charges : Les charges d'exploitation ont reculé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et à un an plus tôt, en raison du produit d'assurance reçu en 2007 couvrant les coûts engagés à la fin de 2006 relatifs à l'inondation de la centrale Dolgeville, et de la réaffectation des coûts des activités de production non réglementées en Ontario aux activités réglementées d'électricité en Ontario.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES -- FORTIS PROPERTIES

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Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 16 14 2 59 55 4
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'hôtellerie 34 28 6 132 108 24
--------------------------------------------------------------------------
Total des produits 50 42 8 191 163 28
--------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 34 28 6 123 105 18
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 3 1 14 12 2
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6 6 - 24 21 3
--------------------------------------------------------------------------
Gain à la cession - - - - (2) 2
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (2) 2 (4) 6 8 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 3 5 24 19 5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties s'est accru de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison d'un rajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 4 millions $ et des activités hôtelières plus importantes dans l'Ouest canadien. Le bénéfice annuel a été en hausse de 5 millions $ par rapport à il y a un an. Le bénéfice de l'exercice précédent comprenait un rajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 3 millions $ et un gain sur la vente du Days Inn Sydney. Compte non tenu des éléments susmentionnés en 2006 et le rajustement de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 4 millions $ en 2007, le bénéfice annuel a augmenté de 4 millions $ par rapport à l'exercice précédent en raison des activités hôtelières plus importantes dans l'Ouest canadien.

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition du Delta Regina, en Saskatchewan, pour un montant d'environ 50 millions $, incluant les coûts d'acquisition. Le complexe comprend les 274 chambres du Delta Regina, le Saskatchewan Trade and Convention Centre ainsi qu'un édifice à bureaux de catégorie A d'une superficie de 52 000 pieds carrés avec stationnement intérieur. Le 1er novembre 2006, Fortis Properties a fait l'acquisition de quatre hôtels en Alberta et en Colombie-Britannique, pour un montant d'environ 52 millions $, y compris les coûts d'acquisition et la prise en charge de la dette, augmentant du coup la capacité d'accueil de ses activités hôtelières de 454 chambres.

Produits : Les produits de la division immobilière ont progressé de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 4 millions $ par rapport à l'exercice précédent, en raison de l'agrandissement du Centre Croix Bleue à Moncton, des produits tirés du Delta Regina relativement aux activités de la division immobilière, et de la croissance affichée dans toutes les régions d'exploitation de la société. Le taux d'occupation de la division immobilière était de 96,8 % au 31 décembre 2007, en hausse comparativement à 94,9 % au 31 décembre 2006, du fait des contrats de location additionnels dans toutes les régions d'exploitation de la société.

Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 6 millions $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, dont plus de 5 millions $ étaient attribuables à la croissance des activités hôtelières de la société dans l'Ouest canadien.

Les produits annuels de la division hôtelière ont bondi de 24 millions $ par rapport à l'exercice précédent, dont une tranche de 23 millions $ est attribuable à la croissance des activités hôtelières de la société dans l'Ouest canadien, une autre tranche de 1 million $ est attribuable à l'augmentation des produits tirés de l'agrandissement d'hôtels en Ontario et une dernière tranche de 1 million $ est attribuable à la hausse des produits tirés des activités hôtelières de la société dans le Canada atlantique. Les augmentations ont été contrebalancées en partie par l'incidence de l'élimination de produits par suite de la vente du Days Inn Sydney en juin 2006.

Pour le quatrième trimestre de 2007, le revenu par chambre disponible s'est établi à 73,84 $, en regard de 67,84 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. En 2007, le revenu par chambre disponible s'est établi à 79,31 $ comparativement à 72,67 $ en 2006. L'augmentation du revenu par chambre disponible est attribuable principalement à l'acquisition, le 1er novembre 2006, de quatre hôtels dans l'Ouest canadien, et du Delta Regina, le 1er août 2007.

Charges : Les charges d'exploitation ont été supérieures de 6 millions $ pour le trimestre et de 18 millions $ pour l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette progression est principalement imputable à la hausse des activités hôtelières dans l'Ouest canadien et à l'agrandissement d'hôtels en Ontario et du Centre Croix Bleue. Les pressions inflationnistes sur les coûts ont aussi contribué à cette progression. Par rapport à l'exercice précédent, l'accroissement a été en partie contrebalancé par l'élimination des charges d'exploitation par suite de la vente du Days Inn Sydney en juin 2006.

Les frais financiers ont été stables par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et ont augmenté de 3 millions $ par rapport à un an plus tôt. L'augmentation par rapport à l'exercice précédent est principalement imputable au financement de l'acquisition des quatre hôtels dans l'Ouest canadien le 1er novembre 2006 et du Delta Regina, le 1er août 2007.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont reculé de 4 millions $ pour le trimestre, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 2 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Les impôts sur les bénéfices des sociétés du quatrième trimestre de 2007 avaient été réduits d'environ 4 millions $ en raison de la diminution des soldes de passifs d'impôts futurs résultant de l'adoption des réductions des taux d'imposition futurs par le gouvernement fédéral. Au cours du deuxième trimestre de 2006, les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été réduits d'environ 2 millions $, en raison également des réductions des taux d'imposition futurs du gouvernement fédéral.



SIEGE SOCIAL ET AUTRES

-------------------------------------------------------------------------
Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Total des produits 6 3 3 22 9 13
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 5 3 2 13 11 2
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 1 1 - 6 3 3
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 22 11 11 70 41 29
-------------------------------------------------------------------------
Gain de change - - - - (2) 2
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts sur
les bénéfices des sociétés (2) (3) 1 (12) (11) (1)
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions
privilégiées 2 2 - 6 2 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du secteur
Siège social et autres (22) (11) (11) (61) (35) (26)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Comprend les activités non réglementées du siège social de Terasen et
les activités du siège social de CWLP à partir du 17 mai 2007, date de
son acquisition.

2) Comprend les dividendes sur des actions privilégiées classées comme
passif à long terme.


Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas spécifiquement liés à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen Inc., et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passif à long terme, les gains ou pertes de change, les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres, d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation de Fortis et de Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales, les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés. Sont aussi compris dans le secteur Siège social et autres, les résultats financiers de 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 personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, 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.

Le montant net des charges du siège social et autres s'est accru de 11 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 26 millions $ par rapport à l'exercice précédent en raison des frais financiers liés à l'acquisition de Terasen.

Les produits ont grimpé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de l'inclusion des produits de CWLP de 3 millions $ pour le trimestre. Les produits annuels ont augmenté de 13 millions $ par rapport à 2006. L'augmentation est principalement attribuable à l'inclusion des produits de CWLP de 8 millions $ à compter de la date d'acquisition, et de l'accroissement des intérêts créditeurs intersociétés en raison de la hausse des prêts intersociétés.

Les charges d'exploitation ont progressé de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison des charges d'exploitation du siège social de Terasen et de CWLP. Les charges d'exploitation annuelles se sont améliorées de 2 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Toutefois, les charges d'exploitation de l'exercice précédent comprenaient des frais de développement des affaires de 1,7 million $. Compte non tenu de cet élément, les charges d'exploitation annuelles ont augmenté de près de 4 millions $ en comparaison de l'exercice précédent, principalement pour la raison mentionnée pour le trimestre. L'augmentation des dividendes annuels versés sur les actions privilégiées est liée aux actions privilégiées de premier rang de série F émises le 28 septembre 2006.

La hausse des frais financiers par rapport au trimestre de l'exercice précédent et à un an plus tôt découle des frais financiers liés à l'acquisition de Terasen d'environ 10 millions $ pour le trimestre et de 25 millions $ à compter de la date d'acquisition, des prélèvements plus importants sur les facilités de crédit pour soutenir les activités générales du siège social, et des intérêts sur des débentures convertibles subordonnées non garanties de 40 millions $ US émises en novembre 2006 visant à financer, en partie, l'investissement accru dans Caribbean Utilities. Cette hausse a été partiellement contrebalancée par la baisse du taux de change relativement aux paiements d'intérêts libellés en dollars américains.

Un gain de change d'environ 2 millions $ (1,7 million $ après impôts) sur la dette du siège social non couverte libellée en dollars américains a été comptabilisé en 2006. Aucun gain de change similaire n'a été comptabilisé en 2007, toute la dette du siège social libellée en dollars américains ayant été désignée à titre de couverture des investissements étrangers nets de la Société libellés en dollars américains. La totalité des gains et des pertes de change sur la dette du siège social libellée en dollars américains qui fait partie de relations de couvertures efficaces est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu depuis le 1er janvier 2007.

Au cours du quatrième trimestre de 2007, le recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés a été réduit en raison de rajustements fiscaux liés à l'attribution du prix d'achat et de l'incidence de la baisse des taux d'imposition futurs du gouvernement fédéral sur les actifs d'impôts futurs. La réduction a été contrebalancée en partie par l'augmentation des charges du siège social déductibles aux fins fiscales par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés annuel a été plus élevé qu'à l'exercice précédent en raison de l'augmentation des charges du siège social déductibles aux fins fiscales, en partie contrebalancées par l'incidence de la baisse des taux d'imposition futurs du gouvernement fédéral comme il est décrit précédemment pour le trimestre.

En septembre 2007, Fortis a effectué un placement privé en billets de premier rang non garantis à 6,60 %, d'un montant de 200 millions $ US, venant à échéance en septembre 2037. Le produit net a été affecté au refinancement de la dette sur la facilité de crédit existante liée à l'acquisition de Terasen et aux besoins généraux de la Société.

FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

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



Nature de la réglementation
--------------------------------------------------------------------------
Capitaux Caractéristiques
propres Rendements de soutien
attribuables autorisés
aux actions (%) Année témoin
Services Commission ordinaires future ou
publics réglementaire autorisés historique utilisée
réglementés pour établir
(%) 2006 2007 2008 les tarifs
--------------------------------------------------------------------------
Rendement des Coût des
capitaux propres marchandises
vendues1 / Rendement
des capitaux propres
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés
Terasen
Gas BCUC Mécanismes d'ETR
jusqu'en 2009 :
TGI : partage à parts
égales du bénéfice
TGI 35 8,80 8,37 8,62 supérieur ou
inférieur au
rendement des
capitaux
propres autorisé.

TGVI 40 9,50 9,07 9,32 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
rendement des capitaux
propres fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
-------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Coût des marchandises
vendues / Rendement des
capitaux propres

Mécanisme d'ETR
jusqu'en 2008, avec
une option pour 2009
- partage à parts
égales du bénéfice
supérieur ou inférieur
au rendement des
capitaux propres
autorisé jusqu'à un
rendement des capitaux
propres égal à 200
points de base
FortisBC BCUC 40 9,20 8,77 9,02 de plus ou de
moins que le taux
de rendement
des capitaux propres
autorisé - excédent
dans un compte de
report.

Formule d'ajustement
automatique du
rendement des capitaux
propres fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
-------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Alberta Energy
and Utilities Coût des marchandises
Board ("AEUB) vendues / Rendement
(jusqu'au des capitaux propres
31 décembre 2007)

FortisAlberta 37 8,93 8,51 8,75 Formule d'ajustement
automatique du
rendement des capitaux
propres fondée sur le
Alberta rendement des
Utilities obligations à long
Commission terme du Canada
("AUC)
(à compter du
1er janvier 2008)
---------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Coût des marchandises
vendues / Rendement
des capitaux
8,60 8,95 propres
Newfoundland +/- +/-
Power Newfoundland
and Labrador 50 50 Formule d'ajustement
Board of automatique du
Commissioners 45 9,24 points points rendement des
of Public de de capitaux propres
Utilities base base fondée sur le
("PUB) par par rendement des
action action obligations à long
terme du Canada
-------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Island
Maritime Regulatory
Electric and Coût des marchandises
Appeals vendues /
Commission 40 10,25 10,25 10,00 Rendement des
("IRAC") capitaux propres
-------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Canadian Niagara
Power -
Coût des
Commission de marchandises vendues /
l'énergie de Rendement des capitaux
l'Ontario propres
("CEO")
(Canadian
Niagara Power)

FortisOntario 50 9,00 9,00 9,00 Cornwall Electric
- Prix plafond
avec transfert
du coût des
Contrat de marchandises.
concession
(Cornwall
Electric)
-------------------
Année témoin
historique.
--------------------------------------------------------------------------

Rendement des Ententes de
capitaux quatre ans à
propres2 l'égard du coût
des marchandises
vendues et du
rendement des
Belize Public Utilities capitaux propres
Commission s.o. 10,00 avec rendements
("PUC) fondés sur le
Electricity 10,00 - 10,00 - marché.
15,00 15,00
15,00 Année témoin future
--------------------------------------------------------------------------
Coût des
marchandises vendues
/ Rendement des
Electricity capitaux propres
Regulatory
Authority Mécanisme d'ajustement
Caribbean (avec prise du prix plafond
Utilities -d'effet en fondé sur l'indice des
2008 en prix à la
vertu de s.o. 15,00 15,00 11,00(3) consommation
la nouvelle (en vigueur en 2008
licence en vertu de la
proposée) nouvelle licence
proposée).
-----------------
Année témoin historique
---------------------------------------------------------------------------
Les services
publics Coût des
déposent marchandises
des documents vendues /
annuels égal Rendement des
auprès de la capitaux propres
Commission
de l'énergie
Fortis
Turks and s.o. 17,50 17,50 17,50
Caicos
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
1) Coût du service.
2) Taux de rendement de l'actif faisant partie de la base tarifaire.
3) Conformément à la nouvelle licence proposée.


---------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et applications réglementaires
---------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés Description sommaire
---------------------------------------------------------------------------
En mars 2007, la BCUC a approuvé la prolongation des
- mécanismes d'ETR jusqu'en 2009 pour TGI et TGVI.
En novembre 2007, TGVI a reçu une approbation
conditionnelle de la BCUC visant la construction d'une
- installation de
Sociétés Terasen Gas stockage de gaz naturel liquéfié de 1,5 milliard de
pieds carrés sur l'île de Vancouver, pour un coût
total estimatif
TGI s'établissant entre 175 millions $ et 200 millions $.
Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, la BCUC a
approuvé divers tarifs à TGI, y compris à l'égard du
- coût des activités
TGVI médianes et des tarifs de livraison à la clientèle
résidentielle dans plusieurs zones de desserte. La
hausse du coût des
activités médianes est transférée à la clientèle sans
majoration. Les tarifs approuvés reflètent aussi
l'incidence de la hausse
du rendement des capitaux propres autorisé pour 2008 à
8,62 %.
---------------------------------------------------------------------------
- En décembre 2006, la BCUC a approuvé une augmentation
de 1,2 % des tarifs facturés à la clientèle avec prise
- d'effet le 1er janvier 2007.
- En mars 2007, la BCUC a émis une ordonnance modifiant
le traitement des frais financiers liés aux importants
- projets en immobilisations au cours de la période de
construction, se traduisant par une
augmentation additionnelle de 2,1
% des tarifs imposés à la clientèle en 2007, avec
prise d'effet le 1er avril 2007.
L'incidence de l'augmentation des
tarifs d'électricité pour
la période du 1er janvier 2007 au 31 mars 2007 sera
recouvrée à même les tarifs facturés aux clients en
2008. Le montant à récupérer a été cumulé au cours
du premier trimestre de 2007.
Une demande préalable de besoins de revenus pour
2008 a été déposée le 1er octobre 2007
et mise à jour par FortisBC
le 1er novembre 2007. En décembre 2007, la BCUC
approuve un Accord de règlement négocié
FortisBC lié aux besoins de revenus
pour 2008 se traduisant par une augmentation des
tarifs de 2,9 %,
avec prise d'effet le 1er janvier 2008. L'augmentation
des tarifs découle principalement du programme
d'immobilisations de la société et de la
hausse des coûts d'achat
d'électricité attribuable à la croissance soutenue de
la clientèle et de la demande
en électricité. Les taux de 2008 reflètent un
rendement des capitaux propres autorisé de 9,02 %.
- L'Accord de règlement négocié approuvé par la BCUC
comprenait des dépenses en immobilisations brutes
mises à jour pour 2007 d'environ 147 millions $
pour 2007 et de 132 millions $ pour 2008.
FortisBC a l'intention de déposer un plan
d'immobilisations pour 2009 et 2010 auprès de la BCUC
- au troisième trimestre de 2008.
---------------------------------------------------------------------------
- En juin 2006, l'Accord de règlement négocié pour
2006-2007 lié aux besoins de revenus pour 2006-2007
- approuvé par l'AEUB prévoyait une augmentation du
tarif de distribution de 0,7 % à partir du 1er
janvier 2007.
- Au départ, l'AEUB a approuvé les besoins de revenus de
distribution de 2007 en fonction d'un rendement des
- capitaux propres autorisé de 8,93 %.
Le rendement des capitaux propres a été
ramené à 8,51 % avec prise d'effet le 1er
janvier 2007 en raison de l'incidence de la
baisse des rendements des obligations à long
terme du Canada dans la formule d'ajustement
automatique utilisée pour calculer le rendement des
capitaux propres autorisé. En raison de la baisse du
rendement des capitaux propres autorisé,
FortisAlberta prévoit rembourser aux clients
dans les tarifs futurs environ 1
million $ des produits
reçus à même les tarifs de base de 2007, en
incluant ce remboursement dans sa demande de
besoins de revenus pour 2008-2009.
- En juin 2007, approbation de l'AEUB visant la vente
des montants figurant dans le compte de
report des charges de l'AESO
annuel. En septembre 2007, une tranche d'environ 28
millions $ du compte de report de charges de l'AESO de
2006 a été vendue à une banque à charte
canadienne pour une contrepartie au
comptant d'environ 27 millions $ et un
effet à recevoir d'environ 1 million
$, échéant le 15 février 2009. En
décembre 2007, une tranche d'environ
38 millions $ du compte de report de
charges de l'AESO de 2007 a été vendue à
une banque à charte canadienne, pour une
contrepartie au comptant d'environ 36
millions $ et un effet à recevoir
d'environ 2 millions $, échéant en
février 2010.
- En juin 2007, dépôt d'une demande de besoins de
revenus pour 2008-2009 demandant une
augmentation des tarifs de
FortisAlberta - base de distribution de 8,5 %, avec
prise d'effet le 1er janvier 2008, et de
9,0 %, avec prise d'effet le 1er
janvier 2009.
- En novembre 2007, dépôt d'un Accord de règlement
négocié lié aux besoins de revenus de 2008-2009 se
- traduisant par des augmentations du tarif de
base de distribution de 6,8 %, avec prise
d'effet le 1er janvier 2008, et de 7,3 %,
avec prise d'effet le 1er janvier 2009.
L'Accord de règlement négocié
comprenait aussi les dépenses en
immobilisations brutes prévues
d'environ 264 millions $ pour 2008 et
de 296 millions $ pour 2009, affectées
principalement à la croissance de
la clientèle et à l'amélioration de la
fiabilité du réseau. Si l'Accord
de règlement négocié est approuvé,
aucune audience additionnelle ne
sera nécessaire. L'approbation de
l'Accord de règlement négocié est prévue
pour le premier semestre de 2008.
S'il est approuvé, il s'agira du troisième
Accord de règlement négocié de suite conclu
par FortisAlberta. Les besoins de revenus
de 2008 compris dans l'Accord de règlement négocié
pour 2008-2009 ont été établis en fonction
du rendement des capitaux propres
autorisé de 2007 de 8,51 %. L'incidence de
l'augmentation du rendement sur les capitaux propres
pour 2008 à 8,75 % sera reflétée dans
la décision de l'organisme de réglementation à
l'égard de l'Accord de règlement négocié
pour 2008-2009 ou reportée et recouvrée à même les
tarifs futurs imposés à la clientèle.
- En décembre 2007, approbation par l'organisme de
réglementation des taux médians de distribution, avec
- prise d'effet le 1er janvier 2008.
Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, FortisAlberta
est réglementée par l'AUC en raison de la scission de
- l'AEUB en deux organismes de réglementation distincts.
--------------------------------------------------------------------------
- En décembre 2006, approbation par le PUB,
provisoirement, d'une augmentation moyenne de 0,07 %
- des tarifs d'électricité
imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er
janvier 2007. Cette augmentation découlait d'une
modification du transfert
des coûts de Newfoundland Hydro, justifiée par les
coûts accrus de l'électricité achetée et la variation
ainsi entraînée du tarif
d'électricité de gros achetée, en partie
contrebalancée par l'incidence d'une réduction
du rendement des capitaux propres
autorisé de Newfoundland Power à 8,60 % avec prise
d'effet le 1er janvier 2007. La modification du
transfert de coûts de
Newfoundland Hydro n'a eu aucune incidence sur le
bénéfice de Newfoundland Power de 2007. En avril 2007,
le PUB a publié une ordonnance d'approbation finale
de l'augmentation moyenne de 0,07 % des tarifs
Newfoundland Power d'électricité imposés à la
clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2007.
En décembre 2006, approbation par le PUB de la demande
de Newfoundland Power déposée, visant la constatation
- de 2,7 millions $ de produits non facturés de 2005 à
titre de produits en 2007 afin d'atténuer
l'incidence fiscale de l'adoption
de la comptabilité d'exercice pour la constatation des
produits, la récupération reportée de 5,8 millions $
de dotation aux amortissements
d'immobilisations, tout comme en 2006,
et le report de la récupération de 1,8 million $
associée au coût de
remplacement de l'énergie devant être achetée pendant
la remise en état de la centrale hydroélectrique
Rattling Brook.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
- En septembre 2007, approbation, par le PUB, du
budget d'immobilisations de 2008 totalisant environ
51 millions $.
- En décembre 2007, approbation, par le PUB, de
l'Accord de règlement négocié lié à l'application du
taux général de 2008 se traduisant par une
augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs
imposés à la clientèle, avec prise d'effet le
1er janvier 2008. La hausse tarifaire s'explique en
grande partie par l'augmentation de la dotation aux
amortissements. La hausse tarifaire reflète un
rendement des capitaux propres autorisé de 8,95
% pour 2008.
Newfoundland Power - L'approbation, par le PUB, de l'Accord de règlement
négocié se traduira aussi, entre autres éléments,
par i) l'amortissement de 7,2 millions $ en 2008, et
de 4,6 millions $ en 2009 et en 2010, du solde
résiduel de 16,4 millions $ du passif initial de
produits non facturés de décembre 2005, ii)
l'amortissement d'environ 3,9 millions $
en 2008, en 2009 et en 2010 de la dotation aux
amortissements antérieurement reportée, iii)
l'amortissement sur une période de trois à cinq ans
de certains soldes réglementaires reportés, iv) de 2008 à
2010, le report de variations dans le
coût d'approvisionnement énergétique engendré par
des écarts entre le coût à l'unité réel de l'énergie
et le coût à l'unité reflété dans les tarifs imposés
à la clientèle auprès de laquelle elles seront
recouvrées, ou à laquelle elles seront
remboursées au moyen du compte de stabilisation
tarifaire de la société.
--------------------------------------------------------------------------
- En octobre 2007, approbation par l'IRAC de dépenses
en immobilisations brutes pour 2008 d'environ 19
millions $.
- En octobre 2007, dépôt des tarifs imposés à la
clientèle pour la période du 1er avril 2008 jusqu'au
31 mars 2009, demandant une augmentation des
tarifs de base d'électricité de 1,8 %.
Maritime Electric
- En janvier 2008, approbation, par l'IRAC, comme
déposé, d'une augmentation des tarifs imposés à la
clientèle, avec prise d'effet le 1er avril 2008, et
l'approbation d'un rendement des capitaux
propres maximal de 10,0 % pour 2008.
---------------------------------------------------------------------------
- En avril 2007, approbation, par la CEO, d'une
augmentation moyenne de 0,9 % des taux de
distribution de l'électricité
pour les activités à Fort Erie, Port Colborne et
Gananoque, avec prise d'effet le 1er mai 2007. Les
augmentations établies au moyen du mécanisme
incitatif des tarifs prescrit par la CEO comportent
une hausse de 1,9 % pour tenir compte de l'inflation,
en partie contrebalancées par
une diminution de 1 % en raison d'un ajustement de
productivité.
--------------------------------------------------------------------------
FortisOntario - En juillet 2007, approbation, par la CEO, du
recouvrement dans les tarifs imposés à la clientèle,
comme il a été demandé, d'environ 2 millions $ de coûts
extraordinaires engagés en raison de la tempête de
neige survenue en octobre 2006. Les coûts
extraordinaires, qui avaient
été reportés antérieurement, sont essentiellement
recouvrés sur une période de deux ans commençant
en septembre 2007.
--------------------------------------------------------------------------
- En juin 2007, décision finale de la PUC à l'égard
des tarifs pour la période du 1er juillet 2007 au 30
juin 2008, approuvant les modifications de
tarifs pour certaines catégories de clients
tout en maintenant le tarif moyen de
l'électricité à 0,441 BZ le kWh.
- Dans sa décision finale, la PUC a tenu compte de
plusieurs recommandations faites par un spécialiste
indépendant qu'elle avait nommé à la suite de
l'opposition par Belize Electricity et le
gouvernement du Belize à sa décision initiale
concernant la demande de tarifs.
- Belize Electricity s'est opposée et en a appelé de
la décision finale liée aux ajustements du coût de
l'électricité, les cibles de pertes et les amendes
associées aux objectifs de fiabilité.
--------------------------------------------------------------------------
Belize Electricity - En décembre 2007, des modifications apportées aux
règlements Electricity (Tariffs, Charges and Quality
of Services Standards) Bylaws touchant le processus
d'établissement des tarifs à Belize Electricity ont
été promulguées. Cette adoption s'est traduite par
une méthode simplifiée d'établissement des tarifs
permettant une stabilité améliorée des tarifs.
Les modifications ont entraîné le règlement
de questions en suspens liées à la décision finale
de la PUC de juin 2007, avec prise d'effet le 1er
juillet 2007.
- Le tarif moyen de l'électricité de 0,441 BZ le kWh
demeure en vigueur pour la période du 1er juillet
2007 au 30 juin 2008. Le recouvrement de la
composante coût de l'énergie des tarifs est
demeurée à 0,253 BZ le kWh, alors que
la composante valeur ajoutée des tarifs a augmenté
de 0,006 BZ le kWh, pour s'établir à 0,168 BZ le
kWh, et la composante des tarifs liée au
recouvrement des comptes de stabilisation
tarifaire a reculé de 0,006 BZ le kWh, pour
s'établir à 0,020 BZ le kWh.
--------------------------------------------------------------------------
- En vertu de son permis existant, Caribbean Utilities
avait droit à une hausse tarifaire de 4,5 %, en
vigueur le 1er août 2007, en raison
principalement du coût associé à la dépréciation
d'un système de turbine à vapeur, de
la hausse des coûts d'exploitation et de
l'investissement dans les immobilisations.
- L'augmentation du tarif de base non entré en vigueur
le 1er août 2007 en raison d'un gel des tarifs de
base d'électricité au cours de la période de
surcharge de récupération des coûts en raison de
l'ouragan Ivan ("SRC) est en vigueur.
- Conclusion des négociations de renouvellement des
licences et conclusion d'une entente de principe
avec le gouvernement des îles Caïmans en décembre
2007 aux termes de nouvelles licences de
20 ans pour Caribbean Utilities touchant la
production, le transport et la distribution
d'électricité à Grand Caïman. Les
modalités de l'entente de principe comprennent
la concurrence à l'égard d'une
capacité de production future et la promotion
générale de ressources renouvelables.
Les nouvelles licences devraient être émises
au premier trimestre de 2008,
avec une incidence sur les tarifs imposés à
la clientèle en vigueur le 1er janvier 2008.

Caribbean Utilities
- Avec prise d'effet le 1 janvier 2008, en raison de
l'entente de principe, les tarifs imposés à la
clientèle ont été réduits de 3,25 %, la surcharge de
récupération des coûts a été retirée et un
rabais fondé sur la consommation de carburant a
été financé par le gouvernement des îles Caïmans et
mis en oeuvre pour les consommateurs résidentiels
consommant moins de 1 500 kWh par mois, se
traduisant par des économies mensuelles moyennes
pour les consommateurs résidentiels d'environ 15 %.
La réduction de 3,25 % des taux de base se
traduira par des produits annuels d'environ
2 millions $ US. En outre, Caribbean Utilities a
cédé des produits de 2,5 millions $ US en 2008 par
suite de l'élimination anticipée de la surcharge de
récupération des coûts. Par suite de la réduction
initiale du tarif de base, les tarifs imposés à la
clientèle seront gelés jusqu'au 31 mai 2009 et
assujettis à une révision par la suite.
- L'entente de principe amènera le remplacement du
rendement des capitaux propres autorisé actuel de 15
% par un taux plafond et un mécanisme d'ajustement
fondé sur les indices des prix à la consommation
publiés. Le rendement des capitaux propres de la
société sera maintenant fixé à un objectif de
9 % à 11 % à compter de 2008.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

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

---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 31 décembre 2007 et le 31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------------
Hausse Autre
Attri- augmen-
buable tation
(en mil- à (diminu- Explication
lions $) Terasen tion)
---------------------------------------------------------------------------
Liquidités 18 (1) L'autre diminution des liquidités
n'était pas importante.
---------------------------------------------------------------------------
Débiteurs 349 - La modification liée à Terasen a entraîné
une augmentation de 129 millions $
des débiteurs à compter de la date
d'acquisition, découlant de la hausse des
ventes en raison du caractère saisonnier
de ses activités.
---------------------------------------------------------------------------
Actifs 146 - L'autre diminution des actifs
réglementaires réglementaires a découlé de la vente de la
- à court et majeure partie du compte de report des
long terme charges de l'AESO de 2006 de
FortisAlberta, en partie contrebalancée
par une augmentation des coûts d'énergie
reportés de Maritime Electric en raison
de la progression des prix de l'énergie,
et par le report de coûts liés à des
avantages complémentaires de retraite à
Newfoundland Power en sus des coûts
passés en charges selon la comptabilité de
trésorerie. La modification liée à Terasen
englobe une hausse de 50 millions $
des actifs réglementaires à partir de
la date d'acquisition, attribuable à
l'augmentation de la juste valeur de
marché des swaps sur gaz, reportée dans
un compte de stabilisation tarifaire.
---------------------------------------------------------------------------
Stocks de gaz, 203 (3) L'autre diminution des matières et des
matières et fournitures n'était pas importante. La
fournitures modification liée à Terasen a entraîné une
hausse de 108 millions $ des stocks de gaz,
matières et fournitures à compter de la
date d'acquisition, découlant de la con-
sommation réduite de gaz due au caractère
saisonnier de ses activités et à
l'injection de gaz en stockage.
---------------------------------------------------------------------------
Charges 27 (22) L'autre diminution des charges reportées
reportées et et autres actifs se rapporte au reclasse-
autres actifs ment de frais financiers reportés de 21
millions $ et de pertes reportées non
amorties de 11 millions $ liées à un swap
de taux d'intérêt à terme antérieurement
résilié, respectivement dans la dette à long
terme et dans le cumul des autres éléments
du résultat étendu, à l'adoption de nouvelles
normes comptables à l'égard des instruments
financiers, des couvertures et du résultat
étendu le 1er janvier 2007. La diminution a
été en partie contrebalancée par une
augmentation de l'actif au titre des
prestations constituées.
---------------------------------------------------------------------------
Actifs d'impôts L'autre augmentation des actifs d'impôts
futurs à 18 12 futurs est principalement liée à
long terme l'incidence fiscale des coûts associés à
l'émission d'actions ordinaires au
moment de la conversion des reçus de
souscription le 17 mai 2007.
---------------------------------------------------------------------------
Immobili- 2 841 306 L'autre augmentation des immobilisations
sations de de services publics résulte
services principalement de l'investissement de 670
publics millions $ dans les réseaux électriques,
partiellement contrebalancée par les
apports des clients, l'amortissement pour
la période de douze mois et l'incidence
du taux de change sur la conversion des
immobilisations de services publics
libellées en dollars américains. La
modification liée à Terasen a entraîné
une hausse nette des immobilisations
de services publics de 73 millions $
à compter de la date d'acquisition,
attribuable aux dépenses en
immobilisations, après amortissement
pour la période.
---------------------------------------------------------------------------
Biens - 50 L'augmentation des biens productifs tient
productifs principalement à l'acquisition du
Delta Regina par Fortis Properties le 1er
août 2007.
---------------------------------------------------------------------------
Actifs 9 (4) L'autre diminution des actifs incorporels
incorporels, n'était pas importante. La variation
déduction des actifs incorporels liés à Terasen est
faite de surtout liée à la juste valeur des
l'amortissement contrats de CWLP comptabilisés à
l'acquisition dans le cadre de la
répartition du prix d'achat, moins
l'amortissement pour la période.
---------------------------------------------------------------------------
Ecart 907 (24) L'autre diminution de l'écart
d'acquisition d'acquisition est liée à l'écart de
change découlant de la conversion
des écarts d'acquisition libellés
en dollars américains.
---------------------------------------------------------------------------
Emprunts à 376 1 L'autre augmentation des emprunts à
court terme court terme n'était pas importante. La
modification liée à Terasen a entraîné
une augmentation des emprunts à court
terme de 100 millions $ à compter de la
date d'acquisition, en grande partie
en raison du caractère saisonnier des
activités et de l'incidence des
stocks de gaz accrus.
---------------------------------------------------------------------------
Créditeurs 409 51 L'autre augmentation des créditeurs et
et charges charges à payer est surtout liée à la
à payer hausse des montants à payer par
FortisAlberta à l'AESO pour des coûts de
transport et de transfert d'encaissements
de clients, en plus de l'incidence de
la hausse des dépenses en immobilisations.
La modification liée à Terasen a entraîné
une augmentation des créditeurs et charges
à payer de 120 millions $ à compter de la
date d'acquisition, attribuable à la
hausse de la juste valeur de marché des
swaps sur gaz et au calendrier
des paiements.
---------------------------------------------------------------------------
Dividendes - 21 L'augmentation des dividendes à verser
à verser découle de l'augmentation des actions
ordinaires en circulation en raison de
l'émission d'actions ordinaires d'un
montant de 5,17 millions $ en janvier
2007 et de l'émission d'actions
ordinaires d'un montant de 44,3 millions $
en mai 2007, au moment de la clôture de
l'acquisition de Terasen. La hausse était
aussi imputable à une augmentation de 0,04 $
du dividende trimestriel déclaré.
---------------------------------------------------------------------------
Impôts sur 27 3 L'autre augmentation des impôts sur les
les bénéfices bénéfices à payer n'était pas importante.
à payer A 64 millions $ à la date de
l'acquisition, les impôts à payer de
Terasen ont reculé de 37 millions $.
---------------------------------------------------------------------------
Crédits 170 12 L'autre augmentation des crédits reportés
reportés était surtout attribuable à une hausse du
passif au titre des avantages
complémentaires de retraite à
Newfoundland Power.
---------------------------------------------------------------------------
Passifs 32 1 L'autre augmentation des passifs
réglementaires réglementaires n'était pas importante.
- à court et à
long terme
---------------------------------------------------------------------------
Dette à 2 077 339 L'autre augmentation de la dette à long
long terme terme et obligations liées aux contrats de
et obligations location-acquisition a découlé de l'émission
liées aux de dette à long terme et de la hausse des
contrats de prélèvements nets à même les facilités de
location- crédit consenties. L'augmentation a été
acquisition partiellement contrebalancée par l'effet
(y compris du remboursement anticipé du prêt à long
la tranche terme de 28,5 millions $ US à BECOL, la
échéant à conversion de débentures convertibles
moins d'un an) subordonnées à 6,75 % et 5,5 % d'un
montant de 9 millions $ US de la Société,
les remboursements réguliers sur la dette,
le reclassement de 21 millions $ dans les
frais financiers reportés, déduction
faite de l'amortissement au cours de la
période, des charges reportées et des
autres actifs, à l'adoption, le 1er
janvier 2007, des nouvelles normes
comptables à l'égard des instruments
financiers, des couvertures et du résultat
étendu et par l'effet du change à la
conversion de la dette libellée en dollars
américains. L'émission de la dette à long
terme, principalement aux fins de
remboursement des emprunts sur les
facilités de crédit consenties et du
financement des dépenses en
immobilisations, comportait un placement
en débentures de premier rang non
garanties d'un montant de 110 millions $
par FortisAlberta, une émission
d'obligations hypothécaires de premier
rang à fonds d'amortissement d'un montant
de 70 millions $ par Newfoundland Power,
un placement en débentures de premier
rang non garanties d'un montant de 105
millions $ par FortisBC et une émission de
billets non garantis d'un montant de 40
millions $ US par Caribbean Utilities. De
plus, des billets de premier rang non
garantis totalisant 200 millions $ US ont
été émis par la Société, principalement aux
fins du refinancement de la dette existante
liée à l'acquisition de Terasen et pour
répondre aux besoins généraux de la Société.
TGI a aussi émis des débentures non garanties
d'un montant de 250 millions $ aux fins
du remboursement de la dette à long terme
qui est arrivée à échéance en octobre 2007.
L'augmentation nette de 25 millions $ des
prélèvements sur les facilités de crédit
consenties a découlé de prélèvements nets
de 124 millions $ par la Société, en partie
contrebalancés par des réductions nettes de
76 millions $ par FortisAlberta,
2 millions $ par Newfoundland Power
et 21 millions $ par FortisBC.
---------------------------------------------------------------------------
Part des - (15) La diminution de la part des actionnaires
actionnaires sans contrôle est liée principalement à
sans l'effet du change sur la conversion des
contrôle montants de la part des actionnaires
sans contrôle libellée en dollars
américains.
---------------------------------------------------------------------------
Capitaux - 1 325 L'augmentation des capitaux propres était
propres principalement liée à l'émission d'actions
ordinaires de 1,12 milliard $, déduction
faite des frais après impôts, au moment de
la conversion des reçus de souscription,
visant à financer en grande partie le prix
d'acquisition au comptant de Terasen, de
146 millions $, déduction faite des frais
après impôts, à l'émission d'actions
ordinaires en janvier 2007, combinée au
bénéfice net présenté pour l'exercice,
déduction faite des dividendes sur actions
ordinaires. L'augmentation a été
partiellement contrebalancée par
la hausse du cumul des autres
éléments du résultat étendu découlant de
l'écart de change attribuable à la
conversion des investissements nets de
la Société dans des filiales étrangères
et d'un ajustement transitoire de
5 millions $ du solde d'ouverture du cumul
des autres éléments du résultat étendu
à l'adoption, le 1er janvier 2007, des
nouvelles normes comptables à l'égard des
instruments financiers, des couvertures et
du résultat étendu.
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---------------------------------------------------------------------------

LIQUIDITES

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


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Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
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Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 51 61 (10) 41 33 8
--------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à ce qui suit :
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 152 59 93 373 263 110
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (234) (243) 9 (2 033) (634) (1 399)
--------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 89 164 (75) 1 680 379 1 301
--------------------------------------------------------------------------
Incidence du change
sur les soldes de
trésorerie - - - (3) - (3)
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la fin
de la période 58 41 17 58 41 17
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, se sont accrus de 93 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation découle de FortisAlberta, Caribbean Utilities et des sociétés Terasen Gas. L'augmentation des flux de trésorerie d'exploitation de FortisAlberta découle de la vente, au cours du quatrième trimestre, de montants cumulés au cours de l'exercice dans son compte de report des charges de l'AESO pour 2007, de l'incidence positive de modifications dans d'autres comptes de report réglementaires et du calendrier des débiteurs et des créditeurs. Terasen a été acquise en mai 2007 et, par conséquent, n'a pas contribué aux flux de trésorerie de la Société en 2006. Depuis le premier trimestre de 2007, la Société consolide les résultats financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois en raison de l'augmentation de son investissement dans cette société en novembre 2006, dans laquelle elle détient désormais une participation majoritaire d'environ 54 %. En 2006, Caribbean Utilities avait été comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois.

Les flux de trésorerie d'exploitation annuels, après ajustements au fonds de roulement, sont en hausse de 110 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Cette hausse provient de FortisAlberta, de Caribbean Utilities et de FortisBC, et a été en partie contrebalancée par les flux de trésorerie affectés aux activités d'exploitation des sociétés Terasen Gas. La hausse des flux de trésorerie d'exploitation de FortisAlberta découle de la vente de la quasi-totalité du compte de report des charges de l'AESO pour 2006 de la Société, de l'incidence des remboursements d'impôts sur les bénéfices des sociétés reçus en 2007 comparativement à des impôts sur les bénéfices des sociétés payés en 2006, de l'incidence positive de modifications dans d'autres comptes de report réglementaires et du calendrier des débiteurs et des créditeurs. L'augmentation attribuable à FortisBC est liée au calendrier des débiteurs et des créditeurs. Les flux de trésorerie affectés aux activités d'exploitation des sociétés Terasen Gas ont découlé de la constitution de stocks de gaz et de débiteurs clients à compter de la date de l'acquisition, en raison du caractère saisonnier des activités, jumelés au calendrier de paiement des impôts sur les bénéfices des sociétés.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont fléchi de 9 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison du ralentissement des activités d'acquisition d'entreprises, en partie contrebalancées par des dépenses en immobilisations de services publics plus importantes. Au cours du quatrième trimestre de 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle de 16 % dans Caribbean Utilities, pour un prix d'achat net d'environ 53 millions $, et Fortis Properties a acquis quatre hôtels en Alberta et en Colombie-Britannique, pour un prix d'achat net d'environ 40 millions $.

Les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement ont progressé d'environ 1,4 milliard $ en comparaison de l'exercice précédent. Cette progression est attribuable essentiellement à l'acquisition de Terasen, le 17 mai 2007, pour un montant de 3,7 milliards $, compte tenu de la prise en charge d'une dette d'environ 2,4 milliards $. Cette acquisition a entraîné un paiement au comptant, incluant les coûts d'acquisition, d'approximativement 1,25 milliard $, déduction faite des flux de trésorerie acquis. En outre, le 1er août 2007, Fortis Properties a acquis le Delta Regina pour un prix d'acquisition net au comptant d'environ 50 millions $. Les activités d'acquisition d'entreprises en 2006 comprenaient l'acquisition de Fortis Turks and Caicos en août 2006, pour un prix d'acquisition net d'environ 76 millions $, et les acquisitions survenues au cours du quatrième trimestre de 2006 comme il est décrit plus haut. Les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement ont aussi augmenté par suite de l'accroissement des dépenses en immobilisations de services publics.

Les dépenses en immobilisations de services publics brutes ont atteint 252 millions $ pour le quatrième trimestre, soit 100 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dépenses en immobilisations de services publics brutes annuelles se sont élevées à 790 millions $, soit 307 millions $ de plus qu'à l'exercice précédent. L'augmentation est principalement imputable aux dépenses en immobilisations engagées par les sociétés Terasen Gas, par Fortis Turks and Caicos et par Caribbean Utilities, aux dépenses en immobilisations plus importantes de FortisAlberta et de FortisBC, et du début des travaux de construction de la centrale de production hydroélectrique de 18 MW à Vaca, sur la rivière Macal, au Belize, au cours du deuxième trimestre de 2007. Les dépenses en immobilisations de services publics brutes ont aussi augmenté en raison de la remise en état de la centrale de production hydroélectrique Rattling Brook de Newfoundland Power au cours de 2007.

Les apports reçus aux fins d'aide à la construction ont été supérieurs de 3 millions $ pour le trimestre comparativement au quatrième de 2006 et de 19 millions $ par rapport à l'exercice précédent. L'augmentation par rapport à l'exercice précédent est principalement liée aux sociétés Terasen Gas, de même qu'à des dépenses en immobilisations de services publics plus importantes à FortisAlberta et à FortisBC.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 89 millions $ pour le quatrième trimestre, soit une baisse de 75 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les flux de trésorerie provenant des activités de financement annuels ont atteint 1,68 milliard $, soit environ 1,3 milliard $ de plus qu'à l'exercice précédent.

Au cours du quatrième trimestre, le produit des emprunts nets à court terme de 74 millions $ découlent de prélèvements nets de 53 millions $ effectués par les sociétés Terasen Gas, principalement pour financer les besoins en fonds de roulement, et de prélèvements nets d'environ 8 millions $, 6 millions $ et 5 millions $ effectués respectivement par FortisAlberta, Fortis Inc. et Fortis Turks and Caicos. Le produit annuel tiré des emprunts nets à court terme de 103 millions $ provient de prélèvements nets de respectivement 100 millions $, 11 millions $, 6 millions $, 5 millions $ et 5 millions $ effectués par Terasen, Maritime Electric, Fortis Inc., Fortis Turks and Caicos et Caribbean Utilities, en partie contrebalancés par le remboursement de 22 millions $ d'emprunts nets à court terme par FortisBC puisés dans une partie du produit tiré de son émission de débentures de 105 millions $ en juillet 2007. Le tableau qui suit présente un sommaire du produit de la dette à long terme, déduction faite des frais d'émission, pour le trimestre et l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent :



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Produit de la dette à long terme, déduction faite des frais d'émission
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
--------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts en vertu de
facilités de
crédit consenties :
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 73 62 11 105 136 (31)
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC - 11 (11) 19 21 (2)
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 32 15 17 62 19 43
--------------------------------------------------------------------------
Siège social 60 34 26 417 136 281
--------------------------------------------------------------------------
165 122 43 603 312 291
--------------------------------------------------------------------------
Emission de dette à
long terme,
déduction faite
des frais :
--------------------------------------------------------------------------
Sociétés
Terasen Gas 250(1) - 250 250(1) - 250
--------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta - - - 110(2) 100(3) 10
--------------------------------------------------------------------------
FortisBC - - - 104(4) - 104
--------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power - - - 70(5) - 70
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities 10(6) - 10 48(6, 7) - 48
--------------------------------------------------------------------------
Siège social - 45(8) (45) 209(9) 45(8) 164
--------------------------------------------------------------------------
Divers 4 2 2 6 12 (6)
--------------------------------------------------------------------------
264 47 217 797 157 640
--------------------------------------------------------------------------
Total 429 169 260 1 400 469 931
--------------------------------------------------------------------------
(1) Emises en octobre 2007, débentures à moyen terme non garanties à 6,00
%, venant à échéance en octobre 2037.
(2) Emises en janvier 2007, débentures de premier rang non garanties à 4,99
%, venant à échéance en janvier 2047.
(3) Emises en avril 2006, débentures de premier rang non garanties à 5,40
%, venant à échéance en avril 2036.
(4) Emises en juillet 2007, débentures de premier rang non garanties à 5,90
%, venant à échéance en juillet 2047.
(5) Emises en août 2007, obligations hypothécaires de premier rang à fonds
d'amortissement à 5,901 %, venant à échéance en août 2037.
(6) Emis en novembre 2007, billets de premier rang non garantis à 5,65 %
d'un montant de 10 millions $ US, venant à échéance en juin 2022.
(7) Emis en juin 2007, billets de premier rang non garantis à 5,65 % d'un
montant de 30 millions $ US, venant à échéance en juin 2022.
(8) Emises en novembre 2006, débentures convertibles subordonnées non
garanties à 5,50 % d'un montant de 40 millions $ US, venant à échéance
en novembre 2016.
(9) Emis en septembre 2007, billets de premier rang non garantis à 6,60 %
d'un montant de 200 millions $ US, venant à échéance en septembre 2037.
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Les emprunts en vertu des facilités de crédit consenties par FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power au cours de 2006 et de 2007 ont principalement été affectés à leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations. Au cours du quatrième trimestre de 2007, la Société a effectué des prélèvements sur sa facilité de crédit consentie, surtout pour soutenir des activités générales du siège social. Au cours du quatrième trimestre de 2006, les emprunts nets de la Société ont principalement été affectés au financement, en partie, de l'acquisition par Fortis Properties de quatre hôtels en Alberta et en Colombie-Britannique en novembre 2006, et au financement, en partie, de l'acquisition d'une participation additionnelle de 16 % dans Caribbean Utilities en novembre 2006.

En 2007, les prélèvements annuels de la Société sur sa facilité de crédit consentie ont principalement été affectés au financement, de manière provisoire, du prix d'acquisition au comptant résiduel de Terasen, y compris certains frais d'acquisition au financement des coûts d'émission d'actions ordinaires, au remboursement de certaines dettes prises en charge à l'acquisition de Terasen, au financement d'une tranche importante du prix d'acquisition au comptant du Delta Regina en août 2007 et aux activités générales du siège social. Les prélèvements annuels de la Société sur sa facilité de crédit consentie en 2006 ont surtout été affectés aux éléments susmentionnés pour le quatrième trimestre de 2006, ainsi qu'au financement de l'acquisition, en août 2006, de Fortis Turks and Caicos, au financement des besoins en capitaux d'un des services publics d'électricité de l'Ouest de la Société et aux activités générales du siège social.

Le produit net des billets non garantis de 200 millions $ US de la Société émis en septembre 2007 a été affecté au remboursement de la dette existante contractée auparavant en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société dans le cadre de l'acquisition de Terasen et pour répondre aux besoins généraux de la Société. En 2006, le produit net des débentures convertibles non garanties d'un montant de 40 millions $ US de la Société a été affecté au financement, en partie, de l'acquisition d'une participation additionnelle de 16 % dans Caribbean Utilities. Une grande partie du produit net des émissions de titres de créance à long terme de FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power en 2007 et en 2006 a été affectée au remboursement de la dette contractée antérieurement en vertu de leurs facilités de crédit consenties respectives et pour répondre aux besoins généraux de la Société. Le produit net des billets non garantis d'un montant de 40 millions $ US de Caribbean Utilities en 2007 a été affecté au remboursement de certaines dettes et au financement de dépenses en immobilisations. Le produit de l'émission de débentures non garanties d'un montant de 250 millions $ de TGI en octobre 2007 a été affecté au refinancement de la dette existante de 250 millions $, qui venait à échéance en octobre 2007.

Le sommaire des remboursements de la dette à long terme et des obligations au titre des contrats de location-acquisition pour le trimestre et l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est présenté dans le tableau qui suit :



---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Remboursement de la dette à long terme et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition
(non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
---------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
---------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
---------------------------------------------------------------------------
Remboursement des
facilités de crédit
consenties :
---------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 61 - 61 181 97 84
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC - - - 40 - 40
---------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power - - - 64 - 64
---------------------------------------------------------------------------
Siège social - - - 293 72 221
---------------------------------------------------------------------------
61 - 61 578 169 409
---------------------------------------------------------------------------
Remboursement de la
dette à long terme
et des obligations
liées aux contrats de
location-acquisition
---------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen
Gas 250 - 250 250 - 250
---------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 36 - 36 36 - 36
---------------------------------------------------------------------------
BECOL 23 - 23 28 - 28
---------------------------------------------------------------------------
Divers 6 7 (1) 49 28 21
---------------------------------------------------------------------------
315 7 308 363 28 335
---------------------------------------------------------------------------
Total 376 7 369 941 197 744
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Le remboursement des prélèvements sur les facilités de crédit consenties de FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power en 2007 et en 2006 a été financé au moyen du produit partiel de diverses émissions de dette à long terme, comme il est décrit plus haut, en plus du produit de la vente du compte de report des charges de l'AESO de 2006 de FortisAlberta. En 2007, le remboursement net des prélèvements sur la facilité de crédit consentie à long terme par la Société a été financé au moyen du produit partiel de l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires en janvier 2007 ainsi que de billets non garantis d'un montant de 200 millions $ US émis en septembre 2007. En 2006, le remboursement net des prélèvements sur la facilité de crédit consentie par la Société avait été financé au moyen du produit partiel d'un placement d'actions privilégiées de 125 millions $ (121 millions $, déduction faite des frais) en septembre 2006. Le remboursement par TGI de la dette à long terme arrivant à échéance au cours du quatrième trimestre de 2007 a été financé à même le produit de l'émission de débentures non garanties à 6,00 % d'un montant de 250 millions $. Le remboursement par Newfoundland Power de la dette à long terme arrivant à échéance au cours du quatrième trimestre de 2007 a été financé au moyen du produit partiel des obligations à 5,901 % de la société émises en août 2007. En novembre 2007, le prêt à terme de BECOL a été remboursé en totalité.

Au cours du quatrième trimestre, le produit net tiré de l'émission d'actions ordinaires dans le cours normal des affaires en vertu des régimes d'achat d'actions et d'options sur actions de la Société s'est établi à 5 millions $, comparativement à 6 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le produit net annuel tiré de l'émission d'actions ordinaires en vertu des régimes d'achat d'actions et d'options sur actions de la Société s'est établi à 23 millions $, contre 15 millions $ à l'exercice précédent. De plus, le 17 mai 2007, la Société a fait un appel public à l'épargne visant à émettre 44,3 millions d'actions ordinaires, pour un produit brut de 1,15 milliard $, (1,1 milliard $, déduction faite des frais) au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destinées à financer une grande partie du prix d'acquisition au comptant de Terasen. En janvier 2007, 5,17 millions d'actions ordinaires ont aussi été émises dans le cadre d'un appel public à l'épargne, pour un produit brut d'environ 150 millions $ (143 millions $, déduction faite des frais). Une tranche importante du produit net tiré de l'émission d'actions ordinaires en janvier 2007 a été affectée au remboursement d'environ 84 millions $ de la dette existante contractée en vertu des facilités de crédit consenties de la Société. Le reste du produit net a servi à financer les besoins en capitaux propres des services publics réglementés d'électricité de la Société dans l'Ouest canadien, pour soutenir leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations et pour répondre aux besoins généraux de la Société.

Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 39 millions $ au cours du quatrième trimestre, en hausse de 19 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 128 millions $ pour l'exercice, en hausse de 55 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Cette hausse est attribuable à un plus grand nombre d'actions ordinaires en circulation, ce qui s'explique principalement par l'émission d'actions ordinaires effectuée dans le cadre de l'acquisition de Terasen, par l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires en janvier 2007 et par le montant plus élevé du dividende versé sur chaque action ordinaire comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice 2006.

Les dividendes sur actions privilégiées de 2007 et de 2006 étaient liés aux actions privilégiées qui ont été émises en septembre 2006.

Obligations contractuelles : Le tableau suivant résume, au 31 décembre 2007, les obligations contractuelles consolidées des cinq prochains exercices et des périodes ultérieures.



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---------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
Au 31 décembre 2007
---------------------------------------------------------------------------
Moins de De un à De quatre à Plus de
(en millions $) Total un an trois ans cinq ans cinq ans
---------------------------------------------------------------------------
Dette à long
Terme(1) 5 057 433 412 623 3 589
---------------------------------------------------------------------------
Poste de
transformation
Brilliant ("PTB")(2) 66 3 5 5 53
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz(3) 537 515 22 - -
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats d'achat
d'électricité
FortisBC(4) 2 856 40 74 76 2 666
FortisOntario(5) 286 21 43 45 177
Maritime Electric(6) 7 7 - - -
Belize Electricity(7) 15 2 2 2 9
---------------------------------------------------------------------------
Coût en capital(8) 402 14 34 39 315
---------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les
actifs à utilisation
commune et les
services partagés(9) 66 4 8 6 48
---------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux
- FortisBC(10) 20 1 2 2 15
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats de
location-
exploitation(11) 176 20 33 30 93
---------------------------------------------------------------------------
Divers 25 6 10 9 -
---------------------------------------------------------------------------
Total 9 513 1 066 645 837 6 965
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) Au cours des exercices antérieurs, TGVI a bénéficié de prêts
remboursables sans intérêt consentis par les gouvernements fédéral et
provincial, d'un montant respectif de 50 millions $ et de 25 millions
$, en rapport avec la construction et l'exploitation du pipeline de gaz
naturel de l'île de Vancouver. Tel qu'il a été approuvé par la BCUC,
ces prêts ont été comptabilisés en tant que subventions
gouvernementales et portés en réduction des montants constatés comme
immobilisations de services publics. Ces prêts gouvernementaux sont
remboursables durant l'un quelconque des exercices antérieurs à 2012
dans certaines circonstances et à condition que TGVI soit en mesure
d'obtenir un financement par dette subordonnée non consenti par un
gouvernement à des conditions commerciales raisonnables. A mesure que
les prêts seront remboursés et remplacés par des prêts non consentis
par un gouvernement, les immobilisations de services publics et la
dette à long terme augmenteront en conformité avec la structure du
capital approuvée de TGVI, tout comme la base tarifaire de TGVI
employée pour fixer les tarifs. Les critères de remboursement ont été
respectés en 2007 et TGVI devrait consentir un remboursement de 6,5
millions $ sur le prêt en 2008. Au 31 décembre 2007, le solde en cours
des prêts gouvernementaux à rembourser s'établissait à 67 millions $,
dont 6,5 millions $ classés comme tranche de la dette à long terme
échéant à moins d'un an. Ce solde à payer après 2009 n'est pas inclus
dans le tableau des obligations contractuelles ci-dessus puisque le
montant et le calendrier des remboursements sont déterminés d'après la
tranche récupérable du compte de report de l'insuffisance des revenus
de TGVI qui doit être approuvée chaque année par la BCUC et d'après la
capacité de TGVI de remplacer les prêts gouvernementaux par un
financement par dette subordonnée non consentie par un gouvernement à
des conditions commerciales raisonnables.

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

(3) Les obligations liées aux contrats d'achat de gaz se rapportent à
divers contrat d'achat de gaz des sociétés Terasen Gas. Ces obligations
sont basées sur les prix du marché, lesquels varient en fonction des
indices des prix du gaz naturel. Les montants indiqués reflètent les
prix de l'indice qui étaient en vigueur au 31 décembre 2007.

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

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

(6) Maritime Electric détient un contrat d'achat ferme avec Energie NB pour
l'achat d'énergie ou de capacité. Ce contrat s'élève à environ 7
millions $ et expirera le 31 mars 2008.

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

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

(9) FortisAlberta et une entreprise albertaine de services de transport
d'électricité ont conclu une entente visant à relier au réseau de
transport de cette entreprise le réseau de distribution de
FortisAlberta. Les modalités d'expiration de cette entente prévoient
qu'elle demeurera en vigueur jusqu'à ce que la société ne soit plus
reliée à ce réseau de transport. En raison de la durée illimitée de
l'entente, le calcul des paiements futurs après 2012 comprend des
paiements jusqu'à la fin d'une période de 20 ans. Toutefois, les
paiements en vertu de l'entente peuvent continuer indéfiniment.
FortisAlberta et l'entreprise albertaine de services de transport
d'électricité ont également conclu un certain nombre de contrats de
service afin d'assurer des efficiences opérationnelles par une
exploitation coordonnée. Les contrats comportent des modalités
d'expiration minimales de cinq ans à compter du 1er septembre 2005 et
sont assujettis à reconduction de gré à gré.

(10)Dans le cadre d'un contrat de cession-bail conclu le 29 septembre 1993,
FortisBC a commencé à louer l'immeuble de bureaux qu'elle occupe à
Trail, en Colombie- Britannique, pour une durée de 30 ans. En vertu du
contrat, FortisBC a des options de rachat vers la 20e année et la 28e
année du bail.

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

L'activité principale de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, requiert constamment un accès à des capitaux afin de financer l'entretien et l'expansion de ses réseaux. Afin de préserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme constituée approximativement à 40 % de capitaux propres, incluant les actions ordinaires, et à environ 60 % de titres d'emprunt, ainsi qu'une note de crédit propre à attirer les investisseurs. La structure du capital de la Société est la suivante :


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Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
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31 décembre 2007 31 décembre 2006
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(en millions $) (%) (en millions $) (%)
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Total de la dette et
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition
(déduction faite de la
trésorerie)(1) 5 476 64,3 2 700 61,1
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Actions privilégiées(2) 442 5,2 442 10,0
--------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables
aux actions ordinaires 2 601 30,5 1 276 28,9
--------------------------------------------------------------------------
Total 8 519 100,0 4 418 100,0
--------------------------------------------------------------------------
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(1) Comprend la dette à long terme, incluant la tranche à court terme, et
les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.
(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.


La modification de la structure du capital a découlé de l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires en janvier 2007, pour un produit net après impôts d'environ 146 millions $, de l'émission de 44,3 millions d'actions ordinaires en mai 2007, pour un produit net après impôts de 1,12 milliard $, de la dette consolidée de 2,4 milliards $ prise en charge à l'acquisition de Terasen, d'un emprunt supplémentaire contracté pour financer en partie le prix d'acquisition au comptant de Terasen, et de la dette contractée par les filiales pour financer leurs programmes de dépenses en immobilisations. La structure de capital a également subi l'incidence du bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 65 millions $ en 2007, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, et de l'augmentation du cumul des autres éléments du résultat étendu de 37 millions $ en 2007.

Le 19 juin 2007, Standard & Poor's a relevé la note de crédit à long terme de Fortis, la faisant passer de "BBB+" à "A-", et la note de crédit de la dette non garantie de Fortis, la faisant passer de "BBB" à "A-". Cette note révisée tient compte du fait que Fortis s'est davantage diversifiée, grâce à l'acquisition de Terasen Gas, à ses entités autonomes et à la séparation financière de chaque filiale réglementée de Fortis, à l'engagement de la direction à contenir l'endettement de la société de portefeuille, à l'effort soutenu de la Société visant l'acquisition de services publics réglementés stables et au succès de FortisAlberta et de FortisBC concernant la mise en oeuuvre de leurs importants programmes d'immobilisations.

La note de crédit de la Société s'établit comme suit :



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


Programme de dépenses en immobilisations : Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Les dépenses en immobilisations affectées à l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré, ainsi que la fiabilité et la sécurité des réseaux gaziers et électriques, et pour répondre aux besoins de la clientèle croissante. Tous les coûts jugés d'entretien et de réparation sont passés en charges dès qu'ils sont engagés. Les coûts de remplacement, de mise à niveau et d'amélioration des immobilisations sont capitalisés dès qu'ils sont engagés. En 2007, des charges d'environ 87 millions $ ont été engagées au titre de l'entretien et des réparations, comparativement à environ 59 millions $ en 2006. L'augmentation par rapport à l'exercice précédent a découlé de l'inclusion des sociétés Terasen Gas dans les résultats financiers de la Société à compter du 17 mai 2007, date de leur acquisition, de l'incidence de la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities en 2007 et du premier exercice complet de propriété de Fortis Turks and Caicos.

En 2007, les dépenses en immobilisations brutes de services publics consolidées de Fortis se sont établies à 790 millions $, excédant l'estimation de 610 millions $ présentée au 31 décembre 2006 de 180 millions $. L'augmentation a découlé des sociétés Terasen Gas et de FortisAlberta. Les sociétés Terasen Gas ont engagé des charges d'environ 120 millions $ en 2007 à compter de la date de leur acquisition. La hausse des dépenses en capital de FortisAlberta a été occasionnée par l'augmentation de la charge et par l'inflation, et a été incluse dans la demande de tarif d'accès de distribution de FortisAlberta pour 2008-2009.

Le tableau qui suit présente un sommaire des dépenses en immobilisations brutes de services publics pour 2007 par secteur et catégorie d'actifs.



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Dépenses en immobilisations brutes de services publics (non vérifié)
Exercice terminé le 31 décembre 2007
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Autres
services Services
publics publics
Sociétés Fortis NF réglementés régle-
Terasen Alberta FortisBC Power au Canada mentés
(en millions $) Gas(1) (1, 2) (1) (1) (1) au Canada
---------------------------------------------------------------------------
Production - - 21 20 3 44
---------------------------------------------------------------------------
Transport 50 - 67 5 5 127
---------------------------------------------------------------------------
Distribution 62 202 38 39 27 368
---------------------------------------------------------------------------
Installations,
matériel,
véhicules
et divers 5 63 14 4 2 88
---------------------------------------------------------------------------
Technologie de
l'information 3 20 7 4 1 35
---------------------------------------------------------------------------
Total 120 285 147 72 38 662
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
Services
publics
réglementés Activités
dans les non
(en millions $) Caraïbes réglementées Total(3)
--------------------------------------------------------
Production 33 17 94
--------------------------------------------------------
Transport 9 - 136
--------------------------------------------------------
Distribution 43 1 412
--------------------------------------------------------
Installations,
matériel,
véhicules
et divers 19 4 111
--------------------------------------------------------
Technologie de
l'information 2 - 37
--------------------------------------------------------
Total 106 22 790
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
(1) Les dépenses en immobilisations brutes de services publics comprennent
les coûts d'enlèvement et de remise en état des lieux qui sont
admissibles dans le tarif de base.
(2) Compte non tenu du paiement de 2 millions $ versé à l'AESO au titre des
investissements dans des installations de transport.
(3) Comprend les dépenses liées aux actifs en construction.
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---------------------------------------------------------------------------


Les dépenses en immobilisations brutes de services publics consolidées pour 2008 devraient se chiffrer à environ 890 millions $. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande de la clientèle, des conditions climatiques, du coût de la main-d'oeuuvre et du matériel, ainsi que d'autres facteurs qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues.

Le tableau qui suit présente un sommaire des dépenses en immobilisations brutes de services publics pour 2008 par secteur et catégorie d'actif.



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---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes de services publics (non vérifié)
Exercice terminé le 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
Autres
services Services
publics publics
Sociétés Fortis NF réglementés régle-
Terasen Alberta FortisBC Power au Canada mentés
(en millions $) Gas(1) (1, 2) (1) (1) (1) au Canada
---------------------------------------------------------------------------
Production - - 17 4 3 24
---------------------------------------------------------------------------
Transport 107 - 75 6 6 194
---------------------------------------------------------------------------
Distribution 125 196 31 36 24 412
---------------------------------------------------------------------------
Installations,
matériel,
véhicules
et divers 5 51 8 3 2 69
---------------------------------------------------------------------------
Technologie de
l'information 13 17 5 4 3 42
---------------------------------------------------------------------------
Total 250 264 136 53 38 741
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


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--------------------------------------------------------
Services
publics
réglementés Activités
dans les non
(en millions $) Caraïbes réglementées Total(3)
--------------------------------------------------------
Production 25 32 81
--------------------------------------------------------
Transport 13 - 207
--------------------------------------------------------
Distribution 55 1 468
--------------------------------------------------------
Installations,
matériel,
véhicules
et divers 7 15 91
--------------------------------------------------------
Technologie de
l'information 1 - 43
--------------------------------------------------------
Total 101 48 890
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
(1) Les dépenses en immobilisations brutes de services publics comprennent
les coûts d'enlèvement et de remise en état des lieux qui sont
admissibles dans le tarif de base.
(2) Compte non tenu du paiement prévu de 22 millions $ devant être versé à
l'AESO au titre des investissements dans des installations de
transport.
(3) Comprend les dépenses liées aux actifs en construction.
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---------------------------------------------------------------------------

La ventilation en pourcentage des dépenses en immobilisations brutes de
services publics réelles pour 2007 et prévues en 2008 entre le maintien, la
croissance et autres est la suivante :

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Dépenses en immobilisations brutes de services publics (non vérifié)
(exercices terminés les 31 décembre)
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(%) Réel 2007 Prévision 2008
---------------------------------------------------------------------------
Croissance 46 50
---------------------------------------------------------------------------
Maintien(1) 35 35
---------------------------------------------------------------------------
Divers(2) 19 15
---------------------------------------------------------------------------
Total 100 100
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) Dépenses en immobilisations nécessaires au maintien du rendement
continu et amélioré, de la fiabilité et de la sécurité des actifs de
production, de transport et de distribution.
(2) Dépenses liées aux installations, au matériel, aux véhicules, aux
systèmes de technologie de l'information et autres actifs.

Un sommaire des projets des dépenses en immobilisations de services publics
importantes est présenté dans le tableau qui suit.

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Principaux projets d'immobilisations (non vérifié)
(en millions $)
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Coûts
d'achè- Date
vement prévue
Service Réel Prévision après d'achè-
public Nature du projet 2007 2008 2008 vement
---------------------------------------------------------------------------
Sociétés Installation de stockage de
Terasen gaz naturel liquéfié - Ile de
Gas Vancouver - 50 125-150 2011
Pipeline de Squamish à Whistler 16(1) 11 1 2008/2009
Station de compression de
Texada Island 10(1) - - 2007
Remplacement du système à
basse pression de Vancouver 5(1) 6 - 2008
---------------------------------------------------------------------------
Fortis- Nouvelle installation
Alberta dans la ville d'Airdrie 21 8 - 2008
Infrastructure de comptage
Automatisé 7 24 80 2010
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC Nouvelles sous-stations et
lignes de transport connexes 49 13 - 2008
Programme de mise à niveau et
de prolongement de durée de vie
des actifs de production 20 16 46 2011
---------------------------------------------------------------------------
Newfound- Remise en état de la
land Power centrale hydroélectrique
Rattling Brook 17 - - 2007
---------------------------------------------------------------------------
Caribbean Nouvelle unité de prod-
Utilities duction au diesel de 16 MW 20 - - 2007
---------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées Centrale de production
- Fortis hydroélectrique de
Generation 18 MW à Vaca, au Belize 14 30 13 2009
---------------------------------------------------------------------------
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(1) Dépenses en immobilisations à compter du 17 mai 2007.
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---------------------------------------------------------------------------


En 2008, TGVI devrait engager 50 millions $ dans la construction d'une nouvelle installation de stockage de gaz naturel liquéfié de 1,5 milliard $ sur l'île de Vancouver pour répondre aux demandes actuelle et future de gaz. L'installation devrait être achevée d'ici 2011, pour un coût total d'environ 175 millions $ à 200 millions $. Elle permettra aussi une utilisation plus efficace des systèmes existants de pipelines de TGI et améliorera la fiabilité et la sécurité de l'approvisionnement pendant les interruptions prévues ou imprévues du réseau ou dans les périodes de forte demande. En novembre 2007, TGVI a reçu l'approbation conditionnelle de la BCUC pour la construction de l'installation. La construction devrait commencer en avril 2008 et l'installation devrait être mise en service en 2011. En 2007, TGI a commencé la conversion du système de propane canalisé de TGWI au gaz naturel et un montant d'environ 16 millions $ a été engagé dans ce projet. En ce qui a trait à la conversion du réseau de distribution de gaz propane, TGI devra prolonger son réseau de transport jusqu'à Whistler en construisant un pipeline latéral de 50 kilomètres entre Squamish et Whistler. Le total estimatif du coût en capital du projet est d'environ 28 millions $.

Dans l'attente de l'approbation réglementaire, environ 405 000 clients de FortisAlberta verront leur compteur traditionnel remplacé par une nouvelle structure de comptage automatisé. Cette technologie permettra le relevé à distance des données des compteurs et permettra aux détaillants d'obtenir un relevé plus précis de la consommation de la clientèle fondé sur une lecture de l'utilisation réelle plutôt que sur l'utilisation estimée. Ce changement de technologie améliorera l'exactitude de la facturation, augmentera la satisfaction de la clientèle, réduira les interrogations de la clientèle et diminuera de manière importante les charges d'exploitation liées à la lecture manuelle des compteurs actuels. En 2008, FortisAlberta devrait engager 24 millions $ dans la mise en oeuuvre de la structure de comptage automatisé, qui devrait être achevée en totalité d'ici 2010 à un coût en capital estimatif d'environ 111 millions $ pendant une période de quatre ans.

En 2007, les travaux ont commencé à FortisBC à l'égard d'un certain nombre de nouvelles sous-stations et de lignes de transport connexes. Le total des dépenses en immobilisations liées à ces projets s'est établi à 49 millions $ en 2007, dont une tranche de 13 millions $ devrait être engagée en 2008.

Depuis 1998, les centrales hydroélectriques de FortisBC font l'objet d'un programme de mise à niveau et de prolongation de durée de vie qui devrait être achevé en 2011. Un montant d'environ 20 millions $ a été engagé à l'égard de ce projet en 2007, et un montant additionnel de 62 millions $ devrait être engagé de 2008 à 2011.

En mai 2007, BECOL a obtenu toutes les approbations principales pour la construction à Vaca, sur la rivière Macal, au Belize, d'une centrale hydroélectrique de 18 MW au coût estimatif de 57 millions $ (53 millions $ US). En 2008, BECOL devrait engager 30 millions $ pour la construction de cette centrale de production. BECOL a signé un contrat de 50 ans avec Belize Electricity visant la vente de l'énergie qui sera générée par la centrale Vaca, dont la production devrait débuter à la fin de 2009. La centrale est construite en aval des centrales hydroélectriques Chalillo et Mollejon et devrait accroître la production annuelle moyenne d'énergie de la rivière Macal d'environ 80 GWh, la portant à 240 GWh. En supposant des conditions hydrologiques normales, la centrale Vaca devrait contribuer immédiatement à la hausse du bénéfice dès sa mise en service à la fin de 2009.

Au cours de 2007, les dépenses en immobilisations liées aux biens productifs ont totalisé environ 13 millions $. En outre, Fortis Properties a acquis l'hôtel Delta Regina pour environ 50 millions $. Fortis Properties prévoit engager environ 11 millions $ dans des projets d'immobilisations en 2008.

Fortis prévoit que des dépenses brutes en immobilisations de services publics d'électricité de plus de 3 milliards $ seront engagées au cours des cinq prochains exercices, surtout par FortisAlberta, FortisBC et par les activités des services publics réglementés et non réglementés d'électricité de la Société dans les Caraïbes. Fortis prévoit que les dépenses brutes en immobilisations de services publics de gaz au cours des cinq prochains exercices dépasseront 1 milliard $.

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

Flux de trésorerie : La capacité de la Société d'assurer le service de sa dette ainsi que de verser des dividendes sur ses actions ordinaires et privilégiées dépend des résultats financiers des filiales d'exploitation et des paiements au comptant connexes provenant de ces filiales. Certaines filiales réglementées pourraient être assujetties à des contraintes pouvant restreindre leur capacité de faire des distributions en espèces à Fortis.

Au 31 décembre 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,1 milliard $ demeurait inutilisée. Le sommaire qui suit présente les facilités de crédit de la Société et de ses filiales.



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--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
Siège social Services Fortis Total Total
et autres publics Properties au 31 au 31
réglementés décembre décembre
(en millions $) 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
Total des
Facilités
de crédit 715 1 506 13 2 234 952
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit utilisées
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
Court terme (6) (468) (1) (475) (98)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à
long terme (208) (322) - (530) (235)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (55) (103) (1) (159) (72)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 446 613 11 1 070 547
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

Siège social et autres

Au 31 décembre 2007, Terasen Inc. détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 100 millions $ venant à échéance en mai 2009. Cette facilité de crédit, qui s'établissait à 180 millions $ en juillet 2007, est disponible pour répondre aux besoins généraux de la Société. Terasen Inc. a des lettres de crédit en cours d'un montant de 55 millions $ liées à son ancienne entreprise de transport de pétrole et garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

Le 14 mai 2007, Fortis a résilié sa facilité de crédit à vue renouvelable non garantie de 50 millions $ et a renégocié et modifié sa facilité de crédit non garantie consentie de 250 millions $, reportant l'échéance à mai 2012 et augmentant le montant disponible à 500 millions $ avec la possibilité, au gré de la Société, de le porter à un total de 600 millions $. Au cours du quatrième trimestre, la Société a augmenté sa facilité de crédit pour la faire passer à 600 millions $, conformément aux modalités correspondantes.

Services publics réglementés

Au 31 décembre 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 500 millions $. En août 2007, la facilité a été renégociée et son échéance prorogée, mais les modalités sont demeurées similaires. La nouvelle facilité vient à échéance en août 2012. Au 31 décembre 2007, TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 350 millions $ venant à échéance en janvier 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement, les dépenses en immobilisations et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit subordonnée consentie, non renouvelable et non garantie, de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit ne peut être utilisée que pour le refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des apports gouvernementaux non porteurs d'intérêts.

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

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $, réattribuant les montants disponibles entre la tranche de 364 jours et la tranche de trois ans de la facilité, et repoussant la date d'échéance de la facilité de trois ans, de mai 2008 à mai 2010. En outre, la société a la capacité d'augmenter le montant de la facilité de crédit à un total de 200 millions $, sous réserve de l'approbation de la banque.

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

INSTRUMENTS FINANCIERS DERIVES

La Société a recours aux instruments dérivés pour couvrir les risques de fluctuation des taux d'intérêt et du prix du gaz naturel. Le tableau suivant indique la valeur des instruments dérivés au 31 décembre.



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Fortis Inc.
Instruments financiers dérivés(1) (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
Durée
jusqu'à Valeur Juste Valeur Juste
l'échéance Nombre comptable valeur comptable valeur
Passif (en années) de swaps (en mil- (en mil- (en mil- en mil-
lions $) lions $) lions $) lions $)
--------------------------------------------------------------------------
Swaps de
taux
d'intérêt 1-3 4 - - - (1)
--------------------------------------------------------------------------
Swaps et
options
sur gaz
naturel Jusqu'à 3 244 (79) (79) - -
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend les instruments financiers dérivés des sociétés Terasen Gas à
compter du 17 mai 2007, date de leur acquisition.
--------------------------------------------------------------------------
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Deux des quatres swaps de taux d'intérêt détenus par Fortis Properties sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable. La tranche efficace de la variation de la valeur des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu. Les autres swaps de taux d'intérêt et tous les swaps et options sur gaz naturel sont détenus par les sociétés Terasen Gas et sont désignés à titre de couvertures du risque de flux de trésorerie lié aux instruments d'emprunt à taux variable. Les swaps et options sur gaz naturel servent à établir 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 des swaps de taux d'intérêt et des swaps et options sur gaz naturel des sociétés Terasen Gas 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 remboursement aux clients à même les tarifs futurs. La juste valeur des swaps et options a été comptabilisée dans les créditeurs au 31 décembre 2007.

Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées. La juste valeur des swaps et options sur gaz naturel reflète le montant estimatif que la Société aurait à payer si elle était forcée de régler tous ses contrats en cours à la fin de l'exercice.

La juste valeur des instruments financiers dérivés de la Société reflète une estimation à un moment précis fondée sur les renseignements pertinents du marché à l'égard des instruments. Les estimations ne peuvent être établies avec précision, puisqu'elles comportent des incertitudes et des jugements et, par conséquent, peuvent ne pas être pertinentes pour la prévision du bénéfice ou des flux de trésorerie futurs de la Société.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 31 décembre 2007, la Société n'avait conclu aucun arrangement hors bilan tels que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables, qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités ou la disponibilité et les besoins de ressources en capital.

GESTION DU RISQUE D'AFFAIRES

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

Intégration de Terasen et gestion de l'expansion des activité : Fortis poursuit l'intégration de Terasen au Groupe Fortis. Le personnel responsable de la gestion, de l'exploitation et des finances, ainsi que les systèmes de la Société pourraient faire face à des demandes accrues en raison de l'acquisition. Rien ne garantit que les systèmes, les procédures et les mécanismes de contrôle de la Société lui permettront de soutenir l'expansion de ses activités résultant de l'acquisition. Les résultats d'exploitation futurs de la Société dépendront de la capacité des dirigeants et des employés clés de la Société de gérer les conditions d'affaires changeantes, de mettre en oeuuvre et d'améliorer ses systèmes opérationnels, ses contrôles financiers et ses systèmes d'information comptable.

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

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

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

Conditions météorologiques et caractère saisonnier : Les conditions météorologiques ont une incidence marquée sur le volume de distribution puisqu'une importante partie du gaz distribué par les sociétés Terasen Gas est en fin de compte utilisée pour le chauffage ambiant. Du fait des tendances de la consommation de gaz naturel, les sociétés Terasen Gas dégagent habituellement un bénéfice trimestriel qui varie selon les saisons et peut ne pas être un indicateur représentatif du bénéfice annuel. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice aux premier et quatrième trimestres.

Réglementation : Les sociétés Terasen Gas sont réglementées par la BCUC, et TGI et TGVI sont assujetties aux plans d'ETR approuvés, qui ont été prolongés jusqu'en 2009. Les plans d'ETR comprennent des mécanismes incitatifs donnant aux sociétés Terasen Gas l'occasion de générer des rendements excédant le rendement des capitaux propres autorisé déterminé par la BCUC. A l'expiration des plans d'ETR, il n'est pas certain que de nouveaux plans d'ETR seront établis ou que ces plans comporteront des modalités spéciales.

Relations de travail : Le personnel syndiqué de TGI est représenté par le Syndicat des employés professionnels et de bureau international, section locale 378, qui a ratifié une nouvelle convention collective de cinq ans avec TGI venant à échéance en mars 2012 et mettant fin aux arrêts de travail modulés ayant commencé le 23 septembre 2007, et par la Fraternité internationale des ouvriers en électricité ("FIOE"), section locale 213, aux termes d'une convention collective qui vient à échéance le 31 mars 2011.

Le 31 décembre 2007, la convention collective intervenue entre FortisAlberta et la United Utility Workers Association ("UUWA"), section locale 200, arrivait à échéance. Le 13 décembre 2007, FortisAlberta a conclu un projet de convention collective de trois ans avec la UUWA, section locale 200, qui a été signée par les membres en février 2008.

Le 31 janvier 2008, la convention collective intervenue entre FortisBC et la IBEW, section locale 213, venait à échéance. FortisBC et la IBEW, section locale 213, ont conclu un protocole d'accord qui a été signé en décembre 2007, prolongeant la convention collective d'une année jusqu'au 31 janvier 2009.

Risques liés à TGVI : TGVI est une entreprise en développement dans le territoire de service de l'île de Vancouver, où les fournisseurs se livrent une concurrence pour les tarifs et dont le bassin de clients et les revenus sont insuffisants pour permettre de récupérer le coût actuel du service et les insuffisances de revenus des exercices antérieurs. La récupération des insuffisances de revenus accumulées des exercices antérieurs pèse sur le coût du gaz par rapport à celui de l'électricité. Afin de maintenir des tarifs concurrentiels au cours de la période de développement, la Convention du pipeline de gaz naturel sur l'île de Vancouver ("CPGNIV") prévoit la réception de redevances du gouvernement de la Colombie-Britannique qui couvrent en ce moment à peu près 20 % du coût actuel du service. La réception de ces revenus cessera à la fin de 2011, après quoi les clients de TGVI devront absorber le coût intégral du gaz et la récupération des insuffisances de revenus accumulées. Lorsque la CPGNIV expirera en 2011, le solde de la dette publique de premier rang sans intérêt de 67 millions $, actuellement traitée comme une contribution des gouvernements prise en considération dans la base tarifaire, deviendra totalement remboursable. Quand le remboursement de cette dette sera exigible, le coût de la base tarifaire accrue augmentera le coût du service et les tarifs facturés aux clients, ce qui rendra le gaz moins concurrentiel que l'électricité sur l'île de Vancouver.

Terres des Premières nations : Les sociétés Terasen Gas et FortisBC fournissent des services à des abonnés dans les réserves des Premières nations et maintiennent des installations de distribution de gaz et d'électricité sur des terres assujetties à des revendications territoriales de la part de diverses bandes des Premières nations. Un processus de négociation de traité comprenant diverses bandes des Premières nations et le gouvernement de la Colombie-Britannique est en cours dans cette province, mais les conditions auxquelles des règlements peuvent intervenir dans le territoire de service des sociétés Terasen Gas et de FortisBC ne sont pas claires. De plus, les bandes des Premières nations ne participent pas toutes au processus. Jusqu'à maintenant, le gouvernement de la Colombie-Britannique a eu comme politique d'essayer de structurer des arrangements sans porter préjudice aux droits existants détenus par des tiers comme les sociétés Terasen Gas et FortisBC. Cependant, rien ne peut garantir que le processus de règlement ne nuira pas aux sociétés Terasen Gas et à FortisBC. De plus, FortisAlberta détient des actifs de distribution sur des terres des Premières nations comportant des permis d'accès à ces terres détenus par la préexistante de FortisAlberta, TransAlta Utilities Corporation. Pour que FortisAlberta puisse acquérir ces permis d'accès, tant le ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien que le conseil de bande doivent donner leur approbation. FortisAlberta pourrait ne pas être en mesure d'acquérir les permis d'accès auprès de TransAlta Utilities Corporation ni de négocier des ententes d'utilisation des terres avec les propriétaires fonciers ou, en cas de négociation, ces ententes pourraient comporter des modalités défavorables pour FortisAlberta et, par conséquent, avoir une incidence négative sur les activités de FortisAlberta.

Risque lié au crédit de la contrepartie : Les sociétés Terasen Gas sont exposées au risque du crédit en cas d'inexécution par les contreparties aux instruments dérivés, y compris les swaps et options sur gaz naturel. Les sociétés Terasen Gas sont également exposées à un risque du crédit élevé à l'égard des ventes réelles hors réseau. Comme elles font affaire avec des établissements de crédit de haute qualité conformément à des pratiques d'approbation du crédit établies, elles ne s'attendent pas à ce qu'une contrepartie ne respecte pas ses obligations. FortisAlberta est exposée au risque de crédit relatif aux ventes à des détaillants. La quasi-totalité de la facturation pour services de distribution de FortisAlberta vise un petit groupe de détaillants. Comme l'exige la réglementation, FortisAlberta est tenue d'atténuer son exposition au crédit liée à la facturation des détaillants en obtenant de la part de ces derniers un dépôt au comptant, une obligation, une lettre de crédit ou une note de crédit de première qualité, auprès d'une importante agence de notation ou en les obligeant à obtenir une garantie financière auprès d'une entité dont la note de crédit est de première qualité.

MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES

La nature et l'incidence sur Fortis de l'adoption des nouvelles normes comptables de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") à l'égard des instruments financiers, des couvertures et du résultat étendu, avec prise d'effet le 1er janvier 2007, sont décrites en détail à la note 3 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007. Les incidences les plus importantes découlant de l'adoption de ces nouvelles normes sont les suivantes : i) le reclassement de 21 millions $ de frais financiers reportés qui sont passés des charges reportées et autres actifs à la dette à long terme; ii) la présentation d'un état du résultat étendu; iii) la comptabilisation, dans les autres éléments du résultat étendu, des gains et des pertes de change non constatés sur la dette libellée en dollars américains qui couvre les investissements nets de la Société dans des établissements étrangers autonomes; iv) le reclassement de pertes de change latentes de 51 millions $ sur les investissements nets dans des établissements étrangers autonomes, qui sont passées de l'écart de conversion dans les capitaux propres au cumul des autres éléments du résultat étendu; v) le reclassement d'une perte non amortie de 11,0 millions $ (7 millions $ après impôts) liée à un swap de taux d'intérêt antérieurement résilié, retranchée des charges reportées et autres actifs, et celui d'un gain non amorti de 3 millions $ (2 millions $ après impôts) lié à un swap de devises à terme libellé en dollars américains antérieurement résilié, retranché des crédits reportés, tous deux passés au cumul des autres éléments du résultat étendu; et vi) la comptabilisation d'une juste valeur d'ouverture et de la variation ultérieure de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt de la Société faisant partie d'une relation de couverture efficace, respectivement dans le cumul des autres éléments du résultat étendu et dans les autres éléments du résultat étendu. L'adoption des normes comptables n'a pas eu une incidence importante sur l'état des résultats consolidé de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007.

Aussi, comme il est présenté à la note 3 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, Fortis a adopté la norme révisée à l'égard des modifications comptables, avec prise d'effet le 1er janvier 2007. La nouvelle norme comptable n'a eu aucun effet sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, à l'exception de l'information présentée à la note 3e) afférente aux présents états financiers intermédiaires.

PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS") : En 2006, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a publié un nouveau plan stratégique qui aura une incidence importante sur les exigences de présentation de l'information financière des sociétés canadiennes. Le plan stratégique du CNC vise la convergence des PCGR du Canada avec les IFRS sur une période transitoire prévue de cinq ans. Au plus tard le 31 mars 2008, le CNC devrait publier un rapport confirmant ou révisant la date de transition prévue du 1er janvier 2011 pour la conversion aux IFRS. La date de transition proposée 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. Bien que Fortis ait commencé à évaluer l'adoption des IFRS pour 2011, l'incidence de la transition vers les IFRS sur la présentation de l'information financière ne peut être raisonnablement estimée à l'heure actuelle.

Activités à tarifs réglementés : En mars 2007, le CNC a publié un exposé-sondage traitant des activités à tarifs réglementés dans lequel il proposait : i) la suppression de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", du Manuel de l'ICCA qui dégage les entités assujetties à une réglementation tarifaire de l'exigence d'appliquer le chapitre pour la constatation et l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; ii) le retrait des recommandations visant les activités à tarifs réglementés dans le chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", le chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et le chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités"; et iii) la conservation telle quelle de la Note d'orientation concernant la comptabilité 19 ("NOC-19"), Entités assujetties à la réglementation des tarifs - informations à fournir.

En août 2007, le CNC a publié un Résumé des décisions de l'exposé-sondage à l'appui de l'élimination de l'exclusion provisoire prévue au chapitre 1100 du Manuel de l'ICCA, "Principes comptables généralement reconnus", et de la modification prévue au chapitre 3465, "Impôts futurs", afin d'exiger la constatation des passifs et des actifs d'impôts futurs, de même que la compensation des actifs et des passifs réglementaires par les entités assujetties à la réglementation tarifaire. Ces modifications seront applicables prospectivement pour les exercices ouverts le 1er janvier 2009. Le CNC a également décidé de maintenir la directive actuelle à l'égard des activités à tarifs réglementés traitant des immobilisations corporelles, de la sortie d'actifs à long terme et de l'abandon d'activités, et des états financiers consolidés, et de conserver dans le Manuel de l'ICCA la NOC-19 existante, mais de la mettre à jour pour tenir compte des autres changements. Le CNC a également décidé que, dans la version définitive du document "Historique et fondement des conclusions" de son projet sur la réglementation tarifaire, il ne serait pas fait état des points de vue du CNC concernant le statut du Statement of Financial Accounting Standards No. 71, des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation (FAS 71) en tant qu'"autre source de PCGR" dans la hiérarchie des PCGR du Canada.

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", qui prendra effet le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes pour ce qui est du montant des impôts futurs à même les tarifs futurs de gaz et d'électricité et remboursé aux clients ou recouvré auprès de ceux-ci. Actuellement, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence sur les états financiers consolidés de la Société, si elle avait adopté le chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", au 31 décembre 2007, se serait traduite par une augmentation des actifs et des passifs d'impôts futurs respectivement de 54 millions $ et 489 millions $, et par une augmentation connexe des passifs et des actifs réglementaires respectivement de 54 millions $ et 489 millions $. Ces montants comprennent l'incidence sur les impôts futurs du règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même le tarif imposé à la clientèle, et de la présentation distincte des actifs et des passifs d'impôts futurs qui ne sont actuellement pas constatés. Fortis continue d'évaluer et de surveiller toute incidence additionnelle sur la présentation de l'information financière de la comptabilisation d'activités à tarifs réglementés.

Stocks : En mars 2007, le CNC a approuvé le nouveau chapitre 3031, "Stocks", qui entre en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2008. La nouvelle norme exige que les stocks soient évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moindre des deux montants, interdit l'utilisation de la méthode du dernier entré, premier sorti pour l'établissement des coûts et exige que, lorsque des circonstances ayant auparavant entraîné la dépréciation des stocks en deçà du coût ne sont plus présentes, le montant de la dépréciation soit contrepassé. On prévoit que cette nouvelle norme n'aura pas une incidence importante sur le bénéfice, les flux de trésorerie ni la situation financière de la Société.

Informations à fournir concernant le capital : A la suite de la publication du nouveau chapitre 1535, "Informations à fournir concernant le capital", Fortis sera tenue de présenter des informations supplémentaires sur son capital et sur la façon dont il est géré dans les notes afférentes aux états financiers, y compris des données quantitatives et qualitatives sur les objectifs, les politiques et les processus de gestion du capital. La nouvelle norme s'applique à Fortis pour l'exercice ouvert le 1er janvier 2008.

Instruments financiers - informations et présentation à fournir : Les nouvelles recommandations concernant la comptabilité relatives à la présentation des instruments financiers et aux informations à fournir à leur égard (chapitres 3862 et 3863) entreront en vigueur pour la Société à partir du 1er janvier 2008. Conformément aux nouvelles recommandations, la Société sera tenue de fournir des informations tant qualitatives que quantitatives qui permettront aux utilisateurs des états financiers d'évaluer la nature et l'étendue des risques liés aux instruments financiers auxquels la Société est exposée.

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés 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 d'actifs et de passifs éventuels à la date des états financiers, 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 sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis, conformément aux décisions réglementaires ou aux autres processus de réglementation.

En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations 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. Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, il n'y a eu aucune modification importante dans la nature des estimations comptables critiques de la Société présentées dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Toutefois, la portée de ces estimations comptables s'est élargie en raison de l'acquisition de Terasen, qui est mentionnée ci-après.

Réglementation : Les sociétés Terasen Gas sont régies par la BCUC. Comme pour les autres services publics réglementés de la Société, le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non assujetties à une réglementation des tarifs utilisant les PCGR du Canada. Les méthodes comptables utilisées et le recouvrement éventuel des actifs et des passifs réglementaires sont fondés sur une approbation réglementaire. Depuis l'acquisition de Terasen, les actifs réglementaires de la Société ont considérablement augmenté. Au 31 décembre 2007, les actifs réglementaires à court et à long terme s'établissaient à 312 millions $, en regard de 171 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs réglementaires est en grande partie liée aux comptes de stabilisation tarifaire des sociétés Terasen Gas approuvés par la BCUC.

Amortissement d'immobilisations : Par sa nature même, l'amortissement est une estimation qui est fondée principalement sur la durée de vie utile des actifs. L'estimation de la durée de vie utile se fonde sur des faits actuels et l'information historique et elle tient compte de la durée de vie anticipée des actifs. Au 31 décembre 2007, les biens de services publics et les biens productifs consolidés de la Société s'établissaient à 7,2 milliards $ ou environ 70 % du total des actifs consolidés, alors qu'au 31 décembre 2006, les biens de services publics et les biens productifs consolidés atteignaient 4,0 milliards $ ou environ 74 % du total des actifs consolidés. L'augmentation des immobilisations est principalement attribuable aux sociétés Terasen Gas. La dotation aux amortissements pour 2007 s'établit à 273 millions $, par rapport à 178 millions $ pour 2006. En raison de la taille plus imposante des immobilisations de la Société, les variations des taux d'amortissement peuvent avoir une incidence importante sur la dotation aux amortissements de la Société.

Evaluation de la dépréciation de l'écart d'acquisition : L'écart d'acquisition représente, à la date d'acquisition, l'excédent du prix d'achat sur la juste valeur des montants nets attribués aux actifs individuels acquis et aux passifs pris en charge liés aux acquisitions de sociétés. La Société doit effectuer un test annuel de dépréciation, ou elle doit en effectuer un si des événements ou des changements de circonstances indiquent que la juste valeur d'une unité d'exploitation est inférieure à sa valeur comptable. Au 31 décembre 2007, l'écart d'acquisition consolidé s'établissait à 1,54 milliard $ comparativement à 661 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation nette de l'écart d'acquisition était attribuable à l'acquisition de Terasen.

Avantages sociaux futurs : La charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d'avantages complémentaires de retraite de la Société est assujettie aux estimations utilisées pour le calcul actuariel de cette charge et des obligations connexes. Au 31 décembre 2007, la Société avait des actifs au titre des prestations constituées consolidés de 120 millions $ comparativement à 93 millions $ au 31 décembre 2006, et des passifs au titre des prestations constituées de 150 millions $ comparativement à 63 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs et des passifs au titre des prestations constituées est principalement attribuable à l'acquisition de Terasen.

Constatation des produits : Les sociétés Terasen Gas comptabilisent leurs produits tirés de la distribution de gaz naturel selon la comptabilité d'exercice, comme le font la plupart des autres services publics réglementés de la Société. Les estimations de la consommation de gaz des clients, de la dernière date de lecture des compteurs à la date du bilan, doivent être utilisées afin de tenir compte des revenus non facturés. Au 31 décembre 2007, les sociétés Terasen Gas avaient des revenus non facturés accumulés d'environ 174 millions $.

Eventualités : Fortis est partie à un certain nombre de litiges et d'actions en justice 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.

Voici une description de la nature des passifs éventuels de la Société.

Le 26 mars 2007, le ministre de la Petite entreprise et du Revenu et ministre responsable de la Réforme réglementaire en Colombie-Britannique (le "ministre") a rendu une décision concernant l'appel de TGI s'opposant à l'avis de cotisation additionnelle de la British Columbia Social Service Tax pour un montant d'environ 37 millions $, incluant les intérêts sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministre a réduit le montant de la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts, montant qui a été entièrement payé afin d'éviter une augmentation des intérêts à échoir et qui a été constaté à titre d'actif réglementaire à long terme reporté. Le 22 juin 2007, TGI a interjeté appel de la cotisation devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique.

Une filiale non réglementée de Terasen a reçu des avis de cotisation de l'Agence du revenu du Canada ("ARC") à l'égard d'impôts additionnels pour les années d'imposition de 1999 à 2003. L'exposition au risque a été pleinement couverte dans les états financiers consolidés. Terasen a entamé le processus d'appel lié aux avis de cotisation.

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

Le 24 mars 2006, Sa Majesté la Reine du Chef de la province de l'Alberta (la "Couronne") a déposé une déclaration contre FortisAlberta auprès de la Cour d'appel de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton. La Couronne prétend que la société est responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la province de l'Alberta connue sous le nom de "Poll Haven Community Pasture". La Couronne demande environ 3 millions $ en rapport avec les coûts de lutte contre l'incendie et d'extinction de l'incendie, et environ 2 millions $ pour pertes de bois d'oeuuvre, ainsi que des intérêts et d'autres frais. FortisAlberta et la Couronne ont échangé plusieurs rapports d'enquête et rapports d'experts. Les preuves de faits et les opinions d'experts reçues jusqu'à maintenant portent la direction à croire que FortisAlberta n'est pas responsable de la cause de l'incendie ni des dommages. Toutefois, FortisAlberta n'a pas effectué d'évaluation définitive de la responsabilité éventuelle, et l'issue de ce litige ne peut être établie. Aucun montant n'a donc été comptabilisé dans les états financiers consolidés.

En avril 2006, l'ARC a émis à l'intention de Maritime Electric de nouvelles cotisations visant les années d'imposition 1997 à 2004. Les nouvelles cotisations visent le traitement fiscal de la société, notamment le calendrier des déductions de la société, pour ce qui a trait aux éléments suivants : i) les montants du mécanisme de rajustement des coûts d'énergie pour les années d'imposition de 2001 à 2004, ii) des ajustements liés aux rabais consentis aux clients pour les années d'imposition de 2001 à 2003, et iii) le versement par la société d'environ 6 millions $ le 2 janvier 2001 en rapport avec un règlement négocié avec New Brunswick Power relativement à la dépréciation de 450 millions $ de la centrale nucléaire Pointe Lepreau, en 1998. Maritime Electric juge avoir présenté sa situation fiscale de manière appropriée, à tous les égards, relativement aux nouvelles cotisations et elle a présenté un avis d'opposition au chef des appels de l'ARC. Advenant que la société ne réussisse pas à contester avec succès tous les éléments des nouvelles cotisations, Maritime Electric pourrait devoir verser environ 13 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Au 31 décembre 2007, Maritime Electric avait constitué ce montant au moyen des impôts à payer futurs et exigibles. Les dispositions de la Loi de l'impôt sur le revenu (Canada) exigent que la société dépose un montant égal à la moitié des nouvelles cotisations contestées auprès de l'ARC. Le montant actuellement déposé auprès de l'ARC découlant des nouvelles cotisations est d'environ 6 millions $.

Des poursuites judiciaires ont été intentées contre FortisUS Energy par le Village of Philadelphia (le "Village"), dans l'Etat de New York. Le Village alléguait que FortisUS Energy devrait honorer une série de paiements courants et futurs, totalisant environ 7 millions $ (7 millions $ US), prévus par une entente entre le Village et un ancien propriétaire de la centrale hydroélectrique, située dans la municipalité du Village of Philadelphia, et maintenant détenue par FortisUS Energy. La First American Title Insurance Company conteste la poursuite au nom de FortisUS Energy. Un mémoire de décision et une ordonnance ont été déposés par la Cour suprême du Jefferson County de l'Etat de New York, le 21 décembre 2006, accordant un jugement sommaire à FortisUS Energy par le rejet de l'action intentée par le Village. Toutefois, le Village a déposé un avis d'appel en janvier 2007. L'appel a été entendu par la Cour en décembre 2007. La direction est d'avis que l'appel ne sera pas accueilli et, par conséquent, aucune provision n'a été prévue dans les états financiers consolidés.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente l'information trimestrielle non vérifiée pour chacun des huit derniers trimestres de la période du 31 mars 2006 au 31 décembre 2007. Cette information est tirée des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société qui, selon l'avis de la direction, ont été dressés selon les PCGR du Canada et comme l'exigent les autorités de réglementation des services publics. Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non réglementées utilisant les PCGR du Canada. Ces différences sont présentées aux notes 2 et 4 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour l'exercice 2006 et à la note 5 afférente aux états financiers intermédiaires consolidés non vérifiés de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007. Ces résultats d'exploitation ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats d'une autre 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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Produits et Bénéfice net
Quote part attribuable aux
du bénéfice actions Résultat par
Trimestre d'un placement ordinaires action ordinaire
terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
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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
-----------------------------------------------------------------------
31 mars 2007 483 42 0,38 0,35
-----------------------------------------------------------------------
31 décembre 2006 393 34 0,33 0,32
-----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2006 342 39 0,37 0,36
-----------------------------------------------------------------------
30 juin 2006 346 38 0,37 0,35
-----------------------------------------------------------------------
31 mars 2006 391 37 0,35 0,34
-----------------------------------------------------------------------
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Un résumé des huit derniers trimestres reflète l'expansion interne et continue de la Société, ainsi que sa croissance découlant des entreprises acquises. 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 aux premier et quatrième trimestres. L'acquisition de quatre hôtels dans l'Ouest canadien a eu une incidence sur les résultats financiers à compter du 1er novembre 2006. Les résultats financiers à compter du 28 août 2006 ont été touchés par l'acquisition de Fortis Turks and Caicos, alors que le bénéfice à compter du 1er janvier 2007 a subi l'incidence de la consolidation d'une participation conférant le contrôle dans Caribbean Utilities. La participation de la Société dans Caribbean Utilities était antérieurement comptabilisée à la valeur de consolidation.

Décembre 2007 - décembre 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 79 millions $, ou 0,51 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2007, comparativement au bénéfice de 34 millions $, ou 0,33 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2006. La croissance du bénéfice et du résultat par action ordinaire découle de la contribution des sociétés Terasen Gas, y compris un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires, en partie contrebalancé par la hausse des coûts du siège social découlant des frais financiers liés à l'acquisition de Terasen.

Septembre 2007 - septembre 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 31 millions $, ou 0,20 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2007, par rapport à un bénéfice de 39 millions $, ou 0,37 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2006. L'émission d'actions ordinaires de 1,15 milliard $ en mai 2007 visant à financer une tranche importante du prix d'achat au comptant de Terasen, jumelée au caractère saisonnier du bénéfice des sociétés Terasen Gas, a dilué le résultat par action ordinaire pour le troisième trimestre de 2007. L'apport accru de FortisAlberta au bénéfice, stimulé par le nombre croissant de clients et par les recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés, la hausse des apports au bénéfice de la part de Fortis Turks and Caicos, acquise en août 2006, et l'expansion des activités hôtelières de Fortis Properties dans l'Ouest canadien ont été plus que neutralisés par l'augmentation des frais financiers liés aux acquisitions, par les pertes subies par les sociétés Terasen Gas en raison du caractère saisonnier de ses activités et par la production hydroélectrique non réglementée plus faible, attribuable aux pluies moins abondantes.

Juin 2007 - juin 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 41 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, au deuxième trimestre de 2007, par rapport à un bénéfice de 38 millions $, ou 0,37 $ l'action ordinaire, au deuxième trimestre de 2006. Une émission d'actions ordinaires d'un capital de 1,15 milliard $, combinée au caractère saisonnier des bénéfices des sociétés Terasen Gas, a dilué le résultat par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2007. L'augmentation de l'ensemble des bénéfices a été stimulée par le nombre croissant de clients et le volume accru d'énergie livrée, de FortisAlberta, par la hausse des taux et la croissance des ventes d'électricité de FortisBC, et par la contribution aux bénéfices de Fortis Turks and Caicos, dont l'acquisition a été faite en août 2006, et des sociétés Terasen Gas, dont l'acquisition a été faite en mai 2007. L'augmentation a été contrebalancée en partie par des frais financiers plus élevés en raison des acquisitions, par l'effet de la baisse de la production hydroélectrique non réglementée et par les bénéfices moindres de Fortis Properties. Cependant, le produit de 3 millions $ de la vente du Days Inn Sydney et la réduction des passifs d'impôts futurs avaient eu un effet favorable sur les bénéfices de Fortis Properties au cours du deuxième trimestre de 2006.

Mars 2007 - mars 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires s'est établi à 42 millions $, ou 0,38 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2007, en hausse de 5 millions $ par rapport au bénéfice de 37 millions $, ou 0,35 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2006. En excluant la part de 2 millions $ revenant à la Société d'une charge liée à la cession d'un système de turbine à vapeur de Caribbean Utilities, le bénéfice a affiché une hausse de 7 millions $ par rapport au premier trimestre de 2006. La hausse est principalement attribuable à la croissance des ventes d'électricité et à la baisse des impôts sur les bénéfices des sociétés de FortisAlberta, à la hausse de la production hydroélectrique non réglementée au Belize, à l'apport au bénéfice de Fortis Turks and Caicos et à la croissance des ventes d'électricité et à la baisse des frais financiers de Belize Electricity.

L'incidence sur le résultat par action ordinaire de la hausse du bénéfice a été en partie neutralisée par la dilution créée par l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires d'un capital d'environ 150 millions $ le 18 janvier 2007.

PERSPECTIVES

Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Au cours des cinq prochains exercices, le programme d'immobilisations de services publics consolidé de la Société devrait excéder 4 milliards $. La tranche la plus importante de ses dépenses en immobilisations brutes au titre des services publics d'électricité, soit plus de 3 milliards $, aura trait à FortisAlberta, à FortisBC et aux activités de services publics d'électricité réglementées et non réglementées de la Société dans les Caraïbes. Les dépenses en immobilisations brutes au titre des services publics de gaz devraient excéder 1 milliard $. Le programme d'immobilisations de la Société devrait se traduire par une croissance du bénéfice et des dividendes.

La Société poursuit l'intégration de Terasen au Groupe de sociétés de Fortis. L'ajout d'activités de distribution de gaz double l'investissement de la Société dans les actifs liés aux tarifs réglementés qui atteignent environ 6,3 milliards $. La Société est à l'affût 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 et d'électricité au Canada, aux Etats-Unis et dans les Caraïbes. Fortis recherche aussi des occasions de croissance dans les activités non réglementées pour soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 6 février 2008, la Société avait 156 550 751 actions ordinaires émises et en circulation; 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série C, 7 993 500 actions privilégiées de premier rang de série E et 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série F. Au 6 février 2008, le nombre d'actions ordinaires qui seraient émises à la conversion des options d'achat d'actions, des titres d'emprunt convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E est indiqué dans les notes 8 et 9 afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007 et dans les notes 11, 14 et 16 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006.

Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2006, sont disponibles sur SEDAR 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 trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006
(non vérifié)

-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux
(en millions)
31 décembre 31 décembre
2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 58 $ 41 $
Débiteurs 635 286
Charges payées d'avance 19 14
Actifs réglementaires (note 5) 119 31
Stocks de gaz, matières et fournitures 233 33
-------------------------------------------------------------------------
1,064 405

Charges reportées et autres actifs 179 174
Actifs réglementaires (note 5) 193 140
Impôts futurs 37 7
Immobilisations de services publics 6,722 3,575
Biens productifs 519 469
Actifs incorporels, déduction faite de
l'amortissement 15 10

Ecart d'acquisition 1,544 661
-------------------------------------------------------------------------

10,273 $ 5,441 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 6) 475 $ 98 $
Créditeurs et charges à payer 793 333
Dividendes à verser 43 22
Impôts à payer 30 -
Passifs réglementaires (note 5) 20 19
Versements pour l'exercice au titre de la dette
à long terme et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition (note 7) 436 85
Impôts futurs 7 1
--------------------------------------------------------------------------
1,804 558

Crédits reportés 261 79
Passifs réglementaires (note 5) 372 340
Impôts futurs 55 58
Dette à long terme et obligations liées
aux contrats de location-acquisition
(note 7) 4,623 2,558
Part des actionnaires sans contrôle 115 130
Actions privilégiées 320 320
--------------------------------------------------------------------------
7,550 4,043
--------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (note 8) 2,126 829
Actions privilégiées 122 122
Surplus d'apport 6 5
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 6 7
Cumul des autres éléments du résultat étendu
(note 10) (88) (51)
Bénéfices non répartis 551 486
--------------------------------------------------------------------------
2,723 1,398
--------------------------------------------------------------------------

10,273 $ 5,441 $
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Passif éventuel et engagements (note 17)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.




--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions, à l'exception des montants par action)


Trimestres Exercices
2007 2006 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1,018 $ 391 $ 2,718 $ 1,462 $
Quote-part du bénéfice
d'un placement - 3 - 10
--------------------------------------------------------------------------
1,018 394 2,718 1,472
--------------------------------------------------------------------------


Charges
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 558 146 1,287 540
Charges d'exploitation 191 109 617 399
Amortissement 78 47 273 178
--------------------------------------------------------------------------
827 302 2,177 1,117
--------------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 191 92 541 355
--------------------------------------------------------------------------


Frais financiers (note 12 93 44 299 168
Gain à la cession de biens
(note 13) (8) - (8) (2)
--------------------------------------------------------------------------
85 44 291 166
--------------------------------------------------------------------------

Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices des sociétés
et part des actionnaires sans
contrôle 106 48 250 189
Impôts sur les bénéfices des
sociétés (note 14) 21 9 36 32
--------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net avant part des
actionnaires sans contrôle 85 39 214 157

Part des actionnaires sans
contrôle 4 3 15 8
--------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 81 36 199 149

Dividendes sur actions
privilégiées 2 2 6 2
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actions ordinaires 79 $ 34 $ 193 $ 147 $
--------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire
(note 8)
De base 0.51 $ 0.33 $ 1.40 $ 1.42 $
Dilué 0.49 $ 0.32 $ 1.32 $ 1.37 $




--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions)


Trimestres Exercices
2007 2006 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Solde au début de la période 511 $ 472 $ 486 $ 412 $

Bénéfice net attribuable aux
actions ordinaires 79 34 193 147
--------------------------------------------------------------------------

590 506 679 559

Dividendes sur actions
ordinaires (39) (20) (128) (73)
--------------------------------------------------------------------------

Solde à la fin de la période 551 $ 486 $ 551 $ 486 $
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.




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

Fortis Inc.
Etats des du résultat étendu consolidé (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions)


Trimestres Exercices
2007 2006 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 81 $ 36 $ 199 $ 149 $
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Pertes de change latentes - (24) (70) (30)
Gains (pertes) lié(e)s aux
couvertures d'investissements
nets dans des établissements
étrangers autonomes 1 (11) 48 (6)
(Charge) recouvrement d'impôts
sur les bénéfices des sociétés (1) 2 (9) 1
--------------------------------------------------------------------------
Variation des pertes de change
latentes, déduction faite des
activités de couverture et
des impôts - (33) (31) (35)
--------------------------------------------------------------------------


Total des autres éléments du
résultat étendu,
déduction faite des impôts - (33) (31) (35)
--------------------------------------------------------------------------

Résultat étendu 81 $ 3 $ 168 $ 114 $
--------------------------------------------------------------------------

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.




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

Fortis Inc.
Etats des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions)


Trimestres Exercices
2007 2006 2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net 81 $ 36 $ 199 $ 149 $
Eléments sans effet sur la
trésorerie
Amortissement -
immobilisations, déduction
faite des apports
sous forme d'aide à la
construction 73 45 261 168
Amortissement - actifs
incorporels 2 1 5 4
Amortissement - autres 3 1 7 6
Impôts futurs (2) 15 - 10
Obligations au titre des
prestations constituées (6) (1) (2) (3)
Part des actionnaires sans
contrôle 4 3 15 8
Gain à la cession de biens (8) - (8) (2)
Divers (5) - 2 (4)
Variation des actifs et des
passifs réglementaires
à long terme 1 (19) 11 (30)
Augmentation du dépôt au titre
des impôts sur les bénéfices
des sociétés - - - (6)
--------------------------------------------------------------------------
143 81 490 300
Variation hors trésorerie du
fonds de roulement lié à
l'exploitation 9 (22) (117) (37)
--------------------------------------------------------------------------
152 59 373 263
--------------------------------------------------------------------------

Activités d'investissement
Variation des charges
reportées, des autres actifs
et des crédits reportés 2 (13) (4) (25)
Acquisition d'immobilisations
de services publics (252) (152) (790) (483)
Acquisition de biens
productifs (3) (2) (13) (17)
Apports sous forme d'aide
à la construction 18 15 73 54
Produit tiré de la vente
d'immobilisations 1 2 4 8
Acquisitions d'entreprises,
déduction faite de la
trésorerie acquise (note 15) - (93)(1,303) (169)
Augmentation des
Investissements - - - (2)
--------------------------------------------------------------------------
(234) (243)(2,033) (634)
--------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme 74 18 103 38
Produit tiré de la dette
à long terme, déduction faite
des frais d'émission 429 169 1,400 469
Remboursement de la dette à
long terme et des obligations
liées aux contrats
de location-acquisition (376) (7) (941) (197)
Avances (à) par des
actionnaires sans contrôle - - (3) 10
Emission d'actions ordinaires,
déduction faite des frais 5 6 1,267 15
Emission d'actions privilégiées,
déduction faite des frais - - - 121
Dividendes
Actions ordinaires (39) (20) (128) (73)
Actions privilégié (2) (2) (6) (2)
Dividendes de filiales
versés aux actionnaires
sans contrôle (2) - (12) (2)
--------------------------------------------------------------------------
89 164 1,680 379
--------------------------------------------------------------------------

Effet des variations de taux de
change sur la trésorerie et les
équivalents de trésorerie - - (3) -
--------------------------------------------------------------------------

Variation de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie 7 (20) 17 8

Trésorerie et équivalents de
trésorerie au début de la
période 51 61 41 33
--------------------------------------------------------------------------

Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la
période 58 $ 41 $ 58 $ 41 $
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


FORTIS INC.

NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES

Pour les trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006 (à moins d'indication contraire)

(non vérifié)

1. DESCRIPTION DES ACTIVITES Nature des activités

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

Les activités des divers secteurs isolables 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

a) Sociétés Terasen Gas : Comprennent Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"), que Fortis a acquises au moyen de l'acquisition de Terasen Inc. ("Terasen") le 17 mai 2007.

TGI est la plus importante société de distribution de gaz naturel en Colombie-Britannique et sert environ 825 000 clients des secteurs résidentiel, commercial et industriel dans un rayon de service qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique.

TGVI est propriétaire et exploitante du pipeline de transport de gaz naturel, de la région du Grand Vancouver jusqu'à l'île de Vancouver, en passant par le détroit de Georgia, et du réseau de distribution sur l'île de Vancouver et le long de la Sunshine Coast (Colombie-Britannique), et sert environ 91 200 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 l'Alberta.

TGWI est propriétaire et exploitante du système de distribution de gaz propane dans la région de Whistler en Colombie-Britannique, et assure les services à environ 2 400 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, servant plus de 448 000 clients.

b) FortisBC : Comprend FortisBC Inc., une société de services publics intégrée en exploitation dans l'intérieur méridional de la Colombie-Britannique, servant environ 154 000 clients. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques, lesquelles ont une capacité combinée de 223 mégawatts ("MW"). Au cours de 2007, la capacité admissible et la production d'énergie de plusieurs unités de production hydroélectrique de FortisBC Inc. ont été optimisées grâce à des projets antérieurs de mise à niveau de turbines et de génératrices. La capacité admissible a été rééquilibrée de 235 MW à 223 MW et la production d'énergie a augmenté de 11 000 MW/h par suite de rajustements négociés apportés à l'accord relatif à la centrale du canal avec BC Hydro.

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

c) Newfoundland Power : Newfoundland Power est le principal distributeur d'électricité à Terre-Neuve, servant plus de 232 000 clients. Newfoundland Power possède une capacité de production de 139 MW, dont 96 MW d'origine hydroélectrique.

d) Maritime Electric : Maritime Electric est le principal distributeur d'électricité de l'Ile-du-Prince-Edouard, servant environ 72 000 clients. Maritime Electric possède aussi dans l'île des centrales alimentées au diesel d'une capacité combinée de 150 MW.

e) FortisOntario : FortisOntario fournit un service public de distribution d'électricité intégré à environ 52 000 clients de Fort Erie, Cornwall, Gananoque et Port Colborne, en Ontario. FortisOntario exploite la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc. ("Compagnie canadienne d'énergie Niagara") et la 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 la Port Colborne Hydro Inc., qui ont été louées de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans qui vient à échéance en avril 2012. FortisOntario possède également une participation de 10 % dans chacune des sociétés Westario Power Holdings Inc. et Rideau St. Lawrence Holdings Inc., deux sociétés régionales de distribution d'électricité constituées en 2000, servant plus de 27 000 clients.

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes

a) Belize Electricity : Belize Electricity est la principale société de distribution d'électricité au Belize, en Amérique centrale, servant environ 73 000 clients. La société possède une puissance installée de 36 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle de 70,1 % dans Belize Electricity.

b) Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, servant plus de 23 000 clients. La société possède une puissance installée de 137 MW. Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient maintenant environ 54 % de la société. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX : CUP.U) dont l'exercice se termine le 30 avril. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois et, par conséquent, a consolidé le bilan au 31 octobre 2007 et les états des résultats et des flux de trésorerie de Caribbean Utilities pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 octobre 2007 avec les états financiers consolidés de la Société au 31 décembre 2007. En 2006, l'état des résultats de Fortis a reflété la participation d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois.

c) P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. (collectivement "Fortis Turks and Caicos") : Fortis Turks and Caicos est la principale société de distribution d'électricité des îles Turks and Caicos, servant plus de 8 700 clients. La société a une capacité de production combinée alimentée au diesel de 48 MW. Fortis Turks and Caicos a été acquise par Fortis par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive le 28 août 2006.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

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

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

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

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

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

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

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

Fortis Properties possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux 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 spécifiquement liés à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette contractée directement par Fortis et Terasen Inc., et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passif à long terme, les gains ou pertes de change, les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres, d'autres charges du siège social, incluant les coûts d'exploitation de Fortis et Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales, les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés. Ce secteur inclut aussi les résultats financiers de la Société en commandite CustomerWorks Limited Partnership ("CWP"). CWP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception aux sociétés Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Fortis a fait l'acquisition de Terasen le 17 mai 2007.

2. MODE DE PRESENTATION

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

3. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les PCGR du Canada, y compris les traitements comptables choisis qui diffèrent de ceux utilisés par des entités qui ne sont pas assujetties à une réglementation de leurs tarifs. Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non assujetties à une réglementation des tarifs 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 2006 de la Société et à la note 5 afférente aux présents états financiers consolidés intermédiaires. Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les mêmes conventions comptables que celles utilisées pour la préparation des états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société, à l'exception de ce qui est décrit ci-après. A moins d'indication contraire, tous les montants sont exprimés en dollars canadiens.

Réglementation

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

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

a) Instruments financiers

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

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

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

Actuellement, la Société limite l'utilisation d'instruments financiers dérivés à ceux qui sont définis comme étant des couvertures, comme il est décrit à la note 3c).

La Société a désigné ses instruments financiers comme suit :



--------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2007 31 décembre 2006
--------------------------------------------------------------------------
Valeur Juste valeur Valeur Juste valeur
(en millions) comptable estimative comptable estimative
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Détenus à des fins de
transaction
Trésorerie et équivalents
de trésorerie(1) 58 $ 58 $ 41 $ 41 $
Prêts et créances
Débiteurs(2) 635 635 286 286
Autres montants à recevoir
de clients(2, 3) 7 7 6 6
Autres passifs financiers
Emprunts à court terme(2) 475 475 98 98
Créditeurs et charges
à payer(2) 793 793 333 333
Dividendes à verser(2) 43 43 22 22
Dépôts de clients(2, 4) 5 5 5 5
Dette à long terme, y
compris la tranche échéant
à moins d'un an(5, 6) 5 023 5 635 2 614 2 940
Actions privilégiées
classées comme dette(5, 7) 320 346 320 355
--------------------------------------------------------------------------
1) En raison de la nature ou de l'échéance à court terme de ces instruments
financiers, leur valeur comptable se rapproche de leur juste valeur.
2) La valeur comptable se rapproche du coût après amortissement.
3) Inclus dans les charges reportées et autres actifs au bilan.
4) Inclus dans les crédits reportés au bilan.
5) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la
méthodedu taux d'intérêt effectif.
6) La valeur comptable au 31 décembre 2007 est présentée déduction faite
des frais financiers reportés non amortis de 33 millions $. Le 1er janvier
2007, des frais financiers reportés ont été reclassés des charges reportées
et autres actifs conformément aux dispositions transitoires du chapitre
3855.
7) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont exclues
des exigences du chapitre 3855; toutefois, la juste valeur estimative
des actions privilégiées classées comme capitaux propres au 31 décembre
2007 s'établissait à 107 millions $ (129 millions $ au 31 décembre 2006).
--------------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, les intérêts débiteurs effectifs liés aux emprunts à court terme, à la dette à long terme et aux actions privilégiées classées comme dette de la Société sont présentés à la note 12 afférente aux présents états financiers consolidés intermédiaires.

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

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

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

b) Résultat étendu

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

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

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

c) Couvertures

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

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

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

Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, des pertes de change latentes respectivement de néant et 70 millions $ ont été comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu relativement à l'investissement net de la Société dans des établissements étrangers autonomes libellés en dollars américains. Ces pertes de change latentes ont été en partie contrebalancées par la composante efficace des gains après impôts latents respectivement de néant et 39 millions $ pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007 liés à la conversion de la dette à long terme libellée en dollars américains désignée à titre de couverture du risque de change (note 10). Il n'y a eu aucune composante inefficace.

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



2007(1) 2006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Durée valeur Juste Valeur Juste
jusqu'à Nombre comptable valeur comptable valeur
Passif l'échéance de (en (en (en (en
(en années) swaps (millions $) millions $) millions $) (millions $
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Swaps
de taux
d'intérêt 1 à 3 4 - - - (1)
Swaps
et
Options
sur gaz
nature Jusqu'à 3 244 (79) (79) - -
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
1) Comprend des instruments financiers dérivés des sociétés Terasen Gas à
compter de la date de l'acquisition, soit le 17 mai 2007.


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

Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, le montant des gains latents comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu pour la composante efficace de la variation de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties et de BECOL jusqu'à l'annulation de son swap de taux d'intérêt est négligeable (note 10). Il n'y a eu aucune composante inefficace. Les montants constatés sont reclassés dans les frais financiers des périodes pendant lesquelles la variation des flux de trésorerie des éléments couverts a une incidence sur les frais financiers. La perte nette reclassée dans les résultats au cours du trimestre et de l'exercice terminés le 31 décembre 2007 est négligeable.

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

La majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel des sociétés Terasen Gas sont assortis de prix variables au lieu de prix fixes; des swaps et des options sur gaz naturel sont donc utilisés pour bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel. Au 31 décembre 2007, aucun swap ni option sur gaz naturel n'a été désigné pour couvrir les contrats d'approvisionnement en gaz naturel. Néanmoins, une variation de la juste valeur des swaps et options sur gaz naturel, qu'ils soient ou non utilisés dans une relation de couverture admissible, est reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs. La juste valeur des swaps et options sur gaz naturel reflète les montants estimatifs que les sociétés Terasen Gas paieraient pour mettre fin aux contrats au 31 décembre 2007 et a été comptabilisée dans les créditeurs au 31 décembre 2007.

Au 1er janvier 2007, conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3865, les gains et les pertes reportés non amortis liés à la résiliation antérieure de swaps ont été reclassés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu (note 10). Une perte non amortie de 11 millions $ (7 millions $ après impôts) au 31 décembre 2006, liée à la résiliation antérieure d'un swap de taux d'intérêt, a été reclassée des charges reportées et autres actifs, et un gain non amorti de 3 millions $ (2 millions $ après impôts) au 31 décembre 2006 lié à la résiliation antérieure d'un swap de devises à terme libellé en dollars américains a été reclassé des crédits reportés.

La Société avait auparavant désigné le swap de taux d'intérêt comme couverture du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable et désigné le swap de devises à terme libellé en dollars américains comme couverture du risque de change lié à la dette à long terme libellée en dollars américains. Ces soldes non amortis sont constatés dans les frais financiers au cours des périodes pendant lesquelles la variation des flux de trésorerie des éléments couverts initiaux a une incidence sur les frais financiers. Cette modification de traitement comptable n'a pas eu une incidence importante sur les résultats de la Société. Les pertes nettes reclassées dans les résultats au cours du trimestre et de l'exercice terminés le 31 décembre 2007 sont négligeables.

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

d) Modifications comptables

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

En vertu du chapitre 1506 révisé, un changement volontaire de conventions comptables n'est fait que s'il a pour résultat que les états financiers fournissent une information fiable et plus pertinente. Des informations additionnelles sont requises lorsque la Société n'a pas appliqué une nouvelle source première des PCGR du Canada qui a été publiée mais qui n'est pas encore en vigueur, de même que lorsque des changements sont apportés aux estimations comptables ou que des erreurs sont corrigées. L'adoption de cette norme révisée n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, à l'exception de l'information présentée à la note 3e).

Les conventions comptables publiées mais non encore en vigueur, qui seront adoptées par la Société dans une période ultérieure, sont les suivantes :

Normes internationales d'information financière ("IFRS")
En 2006, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a publié un nouveau plan stratégique qui aura une incidence importante sur les exigences de présentation de l'information financière des sociétés canadiennes. Le plan stratégique du CNC vise la convergence des PCGR du Canada avec les IFRS sur une période transitoire prévue de cinq ans. Au plus tard le 31 mars 2008, le CNC devrait publier un rapport confirmant ou modifiant la date prévue de transition du 1er janvier 2011 pour la conversion aux IFRS. La date de transition proposée du 1er janvier 2011 entraînera, aux fins de comparaison, le retraitement des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010. Bien que Fortis ait commencé à évaluer l'adoption des IFRS pour 2011, l'incidence sur la présentation de l'information financière de la Société ne peut être raisonnablement estimée à l'heure actuelle.

e) Conventions comptables futures

Activités à tarifs réglementés

En août 2007, le CNC du Canada a publié un Résumé des décisions à l'appui de l'élimination de l'exemption temporaire du chapitre 1100 du Manuel de l'ICCA, "Principes comptables généralement reconnus", qui dispense les entités soumises à une réglementation de leurs tarifs d'avoir à appliquer le chapitre relatif à la constatation et à l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Le CNC a également modifié le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", afin d'exiger la constatation des passifs et des actifs d'impôts futurs, de même que la compensation des actifs et des passifs réglementaires par les entités assujetties à la réglementation des tarifs. Ces modifications seront applicables prospectivement pour la Société à compter du 1er janvier 2009. Le CNC a également décidé de maintenir les directives actuelles à l'égard des activités à tarifs réglementés traitant des immobilisations corporelles, de la sortie d'actifs à long terme et de l'abandon d'activités, et des états financiers consolidés, et de conserver dans le Manuel de l'ICCA la Note d'orientation concernant la comptabilité 19 ("NOC-19") existante, Entités assujetties à la réglementation des tarifs -- informations à fournir, mais de la mettre à jour pour tenir compte des autres changements. Le CNC a également décidé que, dans la version définitive du document "Historique et fondement des conclusions" de son projet sur la réglementation tarifaire, il ne serait pas fait état des points de vue du CNC concernant le statut du Statement of Financial Accounting Standards No. 71 des Etats-Unis, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation, en tant qu'"autre source de PCGR" dans la hiérarchie des PCGR du Canada.

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", qui prendra effet le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes du montant des impôts futurs qui sera pris en compte dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité et recouvré auprès des futurs clients ou versé à ceux-ci. Actuellement, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence sur les états financiers consolidés de la Société, si elle avait adopté le chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", au 31 décembre 2007, se serait traduite par une augmentation des actifs et des passifs d'impôts futurs respectivement de 54 millions $ et 489 millions $, et par une augmentation connexe des passifs et des actifs réglementaires respectivement de 54 millions $ et 489 millions $. Ces montants comprennent l'incidence sur les impôts futurs du règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même le tarif imposé à la clientèle, et de la présentation distincte des actifs et des passifs d'impôts futurs qui ne sont actuellement pas constatés. Fortis continue d'évaluer et de surveiller toute incidence additionnelle sur la présentation de l'information financière de la comptabilisation d'activités à tarifs réglementés.

Stocks

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

Informations à fournir concernant le capital

Par suite de la publication du nouveau chapitre 1535, "Informations à fournir concernant le capital", Fortis sera tenue d'inclure des renseignements supplémentaires dans les notes afférentes aux états financiers à l'égard de son capital et de la façon dont il est géré. Ces renseignements supplémentaires comprennent des informations quantitatives et qualitatives portant sur les objectifs, les politiques et les procédures de gestion du capital d'une entité. La nouvelle norme s'applique à Fortis pour l'exercice ouvert le 1er janvier 2008.

Instruments financiers - informations à fournir et présentation
Les nouvelles recommandations comptables pour les informations à fournir et la présentation concernant les instruments financiers, soit les chapitres 3862 et 3863, sont en vigueur pour la Société à compter du 1er janvier 2008. Conformément aux nouvelles recommandations, la Société sera tenue de fournir des informations tant qualitatives que quantitatives qui permettront aux utilisateurs des états financiers d'évaluer la nature et l'étendue des risques liés aux instruments financiers auxquels la Société est exposée.

4. UTILISATION D'ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés 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 d'actifs et de passifs éventuels à la date des états financiers, 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 sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis, conformément aux décisions réglementaires ou aux autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations 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. Aucun changement important n'a été apporté à la nature des estimations comptables critiques de la Société du trimestre et de l'exercice terminés le 31 décembre 2007 telles qu'elles sont présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Cependant, la portée des estimations comptables s'est élargie en raison de l'acquisition de Terasen.

5. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

Les actifs et passifs réglementaires à long terme et à court terme de la Société sont présentés ci-dessous. Une description de la nature des actifs et passifs réglementaires importants est fournie dans la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés 2006 de la Société en plus des informations fournies dans la présente note.



Actifs réglementaires Aux 31 décembre
(en millions)
2007 2006
---------------------------------------------------------------------
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas(i) 99 $ - $
Comptes de stabilisation tarifaire - Services
publics d'électricité(ii) 55 44
Actif réglementaire lié aux avantages
complémentaires de retraite 60 36
Report des charges de l'AESO 8 40
Amortissement reporté des immobilisations 12 6
Compte de normalisation des effets climatiques 11 12
Dégroupement des services destinés aux
clients résidentiels(iii) 9 -
Coûts reportés des régimes de retraite 8 9
Nouvelle cotisation d'impôt du pipeline
Southern Crossing(iv) 7 -
Coûts de gestion de l'énergie 6 6
Charges locatives 5 4
Divers 32 14
---------------------------------------------------------------------
Total des actifs réglementaires 312 171
Moins : tranche à court terme (119) (31)
---------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 193 $ 140 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Passifs réglementaires
Provision pour coûts futurs d'enlèvement et
de remise en état des lieux 319 $ 307 $
Passif au titre des produits non facturés 22 25
Report des charges de retraite 6 4
ETR du mécanisme de partage des bénéfices 14 3
Divers 31 20
---------------------------------------------------------------------
Total des passifs réglementaires 392 359
Moins : tranche à court terme (20) (19)
---------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 372 $ 340 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


(i) Les comptes de stabilisation tarifaire des sociétés Terasen Gas sont amortis et recouvrés à même le tarif imposé à la clientèle tel qu'il est approuvé par la BCUC. Les comptes de stabilisation tarifaire atténuent l'effet de facteurs imprévisibles et non contrôlables sur les bénéfices, notamment la volatilité des volumes causée principalement par les conditions météorologiques et la volatilité des cours du gaz naturel. TGI utilise un mécanisme de rajustement pour la stabilisation des produits ("MRSP") vise à accumuler les incidences sur la marge que peuvent avoir les écarts entre la consommation réelle des clients des secteurs résidentiel et commercial et leur consommation prévue.

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

TGVI utilise un compte de variation des coûts du gaz ("CVCG") qui atténue l'incidence de la volatilité du coût du gaz naturel sur ses bénéfices. TGVI maintient aussi un compte de report de l'insuffisance des produits ("CRIP") dans le but d'accumuler les coûts non recouvrés liés à la prestation de services aux clients ou de prélever des coûts lorsque le bénéfice dépasse le rendement autorisé établi par la BCUC. Le montant du CRIP représente le cumul de l'excédent du bénéfice autorisé sur les bénéfices réalisés avant 2003 qui doit être recouvré à même les tarifs futurs. Au cours de 2007, le CRIP a diminué, puisque les bénéfices réalisés ont excédé le rendement des capitaux propres autorisé.

Le montant du MRSP devrait être recouvré à même les tarifs sur une période de trois ans, et le total du solde impayé s'établissait à 18 millions $ au 31 décembre 2007. Les montants du CRCAM, du CRCM et du CVCG devraient être recouvrés en totalité au cours du prochain exercice. Le recouvrement des comptes de stabilisation tarifaire est tributaire de la consommation réelle de gaz naturel et des montants de recouvrement approuvés par la BCUC.

(ii) Les comptes de stabilisation tarifaire liés aux services publics d'électricité à tarifs réglementés de la Société (Newfoundland Power, Maritime Electric, Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos) sont recouvrés ou remboursés à même les tarifs imposés à la clientèle approuvés par les organismes de réglementation respectifs. Les comptes de stabilisation tarifaire servent principalement à atténuer l'incidence, sur le bénéfice, de la variabilité du coût du carburant ou de l'énergie achetée au-delà ou en deçà d'un niveau prévu ou préétabli. De plus, dans le cas de Belize Electricity, un compte de stabilisation tarifaire est utilisé pour reporter et recouvrer les dommages causés par les ouragans et les charges auprès de la clientèle. La période de recouvrement des comptes de stabilisation tarifaire est variable et assujettie à une vérification régulière par les organismes réglementaires respectifs.

(iii) Les coûts de dégroupement des services destinés aux clients résidentiels ont trait aux coûts engagés par TGI dans l'élaboration d'une solution de rechange qui permettrait à la clientèle résidentielle d'acheter du gaz naturel auprès de fournisseurs autres que TGI. La BCUC a approuvé le report de ces coûts et leur recouvrement sur une période de trois ans. Le solde au 31 décembre 2007 sera recouvré auprès de la clientèle en 2008.

(iv) Le report de la nouvelle cotisation d'impôt du pipeline Southern Crossing est lié à une cotisation additionnelle établie par la British Columbia Social Services Tax et à l'égard de laquelle TGI a interjeté appel. Selon le règlement de l'affaire, TGI obtiendra le remboursement du solde ou transmettra les coûts aux clients au moyen des tarifs futurs (note 17).


6. FACILITES DE CREDIT

Au 31 décembre 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,1 milliard $ demeurait inutilisée.

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



---------------------------------------------------------------------
Total Total
Facilités Siège Services au 31 au 31
de crédit social publics Fortis décembre décembre
(en millions) et autres réglementés Properties 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 715 $ 1 506 $ 13 $ 2 234 $ 952 $
Facilités de
crédit utilisées
Emprunts à
court terme (6) (468) (1) (475) (98)
Dette à long
terme
(note 7) (208) (322) - (530) (235)
Lettres de
crédit en
cours (55) (103) (1) (159) (72)
---------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
disponibles 446 $ 613 $ 11 $ 1 070 $ 547 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


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

Siège social et autres

Au 31 décembre 2007, Terasen Inc. détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 100 millions $ venant à échéance en mai 2009. Cette facilité de crédit, dont le montant s'établissait à 180 millions $ en juillet 2007, est disponible pour répondre aux besoins généraux de la Société. Terasen Inc. a des lettres de crédit en cours qui comprennent un montant de 55 millions $ lié à son ancienne entreprise de transport de pétrole et qui sont garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

Le 14 mai 2007, Fortis a résilié sa facilité de crédit à vue renouvelable non garantie de 50 millions $ et a renégocié et modifié sa facilité de crédit non garantie consentie de 250 millions $, reportant l'échéance à mai 2012 et augmentant le montant disponible à 500 millions $ avec la possibilité, au gré de la Société, de le porter à un total de 600 millions $. Au cours du quatrième trimestre, la Société a augmenté sa facilité de crédit pour la faire passer à 600 millions $, conformément aux modalités correspondantes.

Services publics réglementés

Au 31 décembre 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 500 millions $. En août 2007, la facilité a été renégociée et prolongée selon des modalités semblables. La nouvelle facilité vient à échéance en août 2012. Au 31 décembre 2007, TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 350 millions $ venant à échéance en janvier 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement, les dépenses en immobilisations et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit subordonnée consentie, non renouvelable et non garantie, de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit ne peut être utilisée que pour le refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des apports gouvernementaux non porteurs d'intérêts.

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

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable consentie non garantie de 150 millions $, réattribuant les montants disponibles entre la tranche de 364 jours et la tranche de trois ans de la facilité, et repoussant la date d'échéance de la facilité de trois ans, de mai 2008 à mai 2010. En outre, la société a la capacité d'augmenter le montant de la facilité de crédit à un total de 200 millions $, sous réserve de l'approbation de la banque.

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



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


Au 31 décembre Au 31 décembre
(en millions) 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de
location-acquisition 4 562 $ 2 408 $
Classement à long terme des
facilités de crédit (note 6) 530 235
Frais de financement de la
dette reportés (note 3) (33) -
---------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme et
des obligations liées aux contrats
de location-acquisition 5 059 2 643
Moins : versements à court terme au
titre de la dette à long terme et des
obligations liées aux contrats de
location-acquisition (436) (85)
---------------------------------------------------------------------
4 623 $ 2 558 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Au moment de l'acquisition de Terasen le 17 mai 2007, la Société a pris en charge une dette à long terme et des obligations liées à des contrats de location-acquisition de 2,1 milliards $ (note 15).

Le 3 janvier 2007, FortisAlberta a clôturé un placement de débentures non garanties de premier rang à 4,99 % de 110 millions $, venant à échéance le 3 janvier 2047.

Le 1er juin 2007, Caribbean Utilities a clôturé la première tranche d'un placement de 40 millions $ US relatif à des billets de premier rang non garantis à 5,65 %, pour un montant de 30 millions $ US. Le 30 novembre 2007, la seconde tranche d'un montant de 10 millions $ US a été clôturée. Les billets de premier rang non garantis viennent à échéance le 1er juin 2022.

Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,90 % pour un montant global de 105 millions $. Ces débentures viennent à échéance le 4 juillet 2047.

Le 17 août 2007, Newfoundland Power a émis des obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement à 5,901 % pour un montant de 70 millions $, venant à échéance le 17 août 2037.

Le 6 septembre 2007, la Société a émis des billets de premier rang non garantis à 6,60 % totalisant 200 millions $ US et venant à échéance le 1er septembre 2037.

Le 2 octobre 2007, TGI a émis des débentures à moyen terme à 6,00 %, pour un montant de 250 millions $, venant à échéance le 2 octobre 2037. Le produit de l'émission de débentures a été affecté au remboursement de la dette venant à échéance en octobre 2007.

Le 28 novembre 2007, BECOL a remboursé par anticipation le solde résiduel de son prêt à terme de 28,5 millions $ US.

8. ACTIONS ORDINAIRES

a) Autorisé : un nombre illimité d'actions de premier rang, sans valeur
nominale.



31 décembre 2007 31 décembre 2006
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Emises et en Nombre Montant Nombre Montant
circulation d'actions (en millions) d'actions (en millions)
----------------------------------------------------------------------
Actions
ordinaires 155 521 313 2 126 $ 104 091 542 829 $
----------------------------------------------------------------------


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

---------------------------------------------------------------------
Trimestre Exercice
terminé le terminé le
31 décembre 2007 31 décembre 2007
---------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
d'actions (en millions) d'actions (en millions)
---------------------------------------------------------------------
Solde
d'ouverture 154 901 899 2 117 $ 104 091 542 829 $
Appel public à
l'épargne - - 5 170 000 146
Appel public à
l'épargne -
Conversion de
reçus de
souscription - - 44 275 000 1 119
Conversion de
débentures 347 703 3 882 626 9
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 19 096 1 79 463 3
Régime de
réinvestissement
des dividendes 43 746 1 203 763 5
Régime d'achat
d'actions des
employés 44 810 1 240 578 6
Régimes d'options
sur actions 164 059 3 578 341 9
---------------------------------------------------------------------
Solde
de clôture 155 521 313 2 126 $ 155 521 313 2 126 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Le 18 janvier 2007, Fortis a émis 5 170 000 actions ordinaires à 29,00 $ l'action ordinaire. Cette émission d'actions ordinaires a dégagé un produit brut d'environ 150 millions $, ou environ 146 millions $, déduction faite des frais après impôts.

En 2007, les porteurs des débentures convertibles subordonnées non garanties à 6,75 % de la Société ont converti en 435 490 actions ordinaires de la Société une tranche d'environ 4 millions $ US des débentures de 10 millions $ US de la Société.

En 2007, les porteurs des débentures convertibles subordonnées non garanties à 5,50 % de la Société ont converti en 447 136 actions ordinaires de la Société une tranche d'environ 5 millions $ US des débentures de 10 millions $ US de la Société.

Le 15 mars 2007, en vue de financer une partie importante de l'acquisition de Terasen, la Société a vendu 44 275 000 reçus de souscription à un coût unitaire de 26,00 $ pour un produit brut approximatif de 1,15 milliard $. A la clôture de l'acquisition de Terasen, le 17 mai 2007, les reçus de souscription ont été annulés et automatiquement échangés contre un nombre équivalent d'actions ordinaires de Fortis sans contrepartie additionnelle et un paiement en espèces de 0,21 $ l'action ordinaire, correspondant au montant des dividendes déclarés par Fortis sur ses actions ordinaires aux porteurs inscrits au 4 mai 2007. Le produit net tiré de la conversion des reçus de souscription par la Société s'est établi à environ 1,12 milliard $, déduction faite des frais après impôts.

Au 31 décembre 2007, 9,9 millions d'actions ordinaires demeuraient réservées pour émission aux termes des régimes d'achat d'actions, de réinvestissement des dividendes et d'options sur actions.

Au 31 décembre 2007, le nombre d'actions ordinaires réservées pour émission aux termes des débentures convertibles et des actions privilégiées de la Société s'établissait respectivement à 2,4 millions et 26 millions.

b) Résultat par action ordinaire

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Pour les trimestres terminés les 31 décembre 2007 et 2006, le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était respectivement de 155,4 millions et 104,0 millions. Le nombre moyen pondéré annuel d'actions ordinaires en circulation était respectivement de 137,6 millions et 103,6 millions aux 31 décembre 2007 et 2006.

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 décembre
---------------------------------------------------------------------
2007
---------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions) (en millions) ordinaire
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 79 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en
circulation 155,4
---------------------------------------------------------------------

Résultat de base par
action ordinaire 0,51 $
---------------------------------------------------------------------
Incidence potentielle
des titres dilutifs :
Options sur actions - 1,2
Actions privilégiées 4 11,5
Débentures convertibles 1 2,5
---------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 84 $ 170,6 0,49 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



---------------------------------------------------------------------
2006
---------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions) (en millions) ordinaire
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 34 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en
circulation 104,0
---------------------------------------------------------------------

Résultat de base par
action ordinaire 0,33 $
---------------------------------------------------------------------
Incidence potentielle
des titres dilutifs :
Options sur actions - 1,2
Actions privilégiées 4 14,1
Débentures convertibles 1 2,7
---------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 39 $ 122,0 0,32 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Exercices terminés les 31 décembre
---------------------------------------------------------------------
2007
---------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions) (en millions) ordinaire
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 193 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en
circulation 137,6
---------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 1,40 $
---------------------------------------------------------------------
Incidence potentielle
des titres dilutifs :
Reçus de sousription (1) - 7,8
Options sur actions - 1,2
Actions privilégiées 16 11,5
Débentures convertibles 3 2,8
---------------------------------------------------------------------
Moins : effets antidilutifs 212 160,9
Débentures convertibles (2) (1,4)
---------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 210 $ 159,5 1,32 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


---------------------------------------------------------------------
2006
---------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions) (en millions) ordinaire
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 147 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en
circulation 103,6
---------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 1,42 $
---------------------------------------------------------------------
Incidence potentielle
des titres dilutifs :
Reçus de sousription (1) - -
Options sur actions - 1,2
Actions privilégiées 17 14,1
Débentures convertibles 1 2,0
---------------------------------------------------------------------
Moins : effets antidilutifs 165 120,9
Débentures convertibles - -
---------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 165 $ 120,9 1,37 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

(1) Dilution se rapportant à la période pendant laquelle les reçus de
souscription étaient en cours, du 15 mars 2007 au 16 mai 2007,
avant leur conversion en actions ordinaires.


9. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

Options sur actions

La Société est autorisée à attribuer à certains cadres et employés clés de Fortis et de ses filiales des options visant l'achat d'actions ordinaires de la Société. Au 31 décembre 2007, la Société offrait les régimes d'options sur actions suivants : le régime d'options sur actions de 2006 ("régime de 2006"), le régime d'options sur actions de 2002 ("régime de 2002") et le régime d'options sur actions des cadres. Le régime de 2002 a été adopté à l'assemblée générale annuelle extraordinaire du 15 mai 2002, afin de remplacer le régime d'options sur actions des cadres et l'ancien régime d'options sur actions des administrateurs. Le régime d'options sur actions des cadres prendra fin lorsque toutes les options en cours auront été exercées, ou viendra à échéance au plus tard en 2011. Le régime de 2006 a été approuvé à l'assemblée annuelle du 2 mai 2006, au cours de laquelle des sujets spéciaux ont été traités. Le régime de 2006 remplacera éventuellement le régime de 2002. Le régime de 2002 cessera d'exister lorsque la totalité des options en cours auront été exercées ou seront arrivées à échéance d'ici 2016. La Société a cessé d'attribuer des options dans le cadre du régime d'options d'achat d'actions des cadres et du régime de 2002, et toutes les nouvelles options sont attribuées par Fortis dans le cadre du régime de 2006. Les options attribuées dans le cadre du régime de 2006 ont une durée maximale de sept ans, soit une durée moindre que celle de dix ans prévue dans le cadre du régime de 2002, et viennent à échéance au plus tard trois ans après la cessation d'emploi, le décès ou la retraite du titulaire de l'option. Les administrateurs ne sont pas admissibles aux attributions d'options en vertu du régime de 2006. En 2006, la Société a remplacé la composante capitaux propres de la rémunération annuelle des administrateurs par des unités d'actions à dividende différé ("UAD").



Trimestre Exercice
terminé le terminé le
31 décembre 31 décembre
2007 2007
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Prix Prix
d'exercice d'exercice
Nombre moyen Nombre moyen
d'options pondéré d'options pondéré
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Options en cours
au début de
la période 3 855 830 18,63 $ 3 550 055 16,11 $
Attribuées - - 754 800 27,75
Annulées - - (34 743) 22,43
Exercées (164 059) 13,30 (578 341) 13,35
Options en cours
à la fin de la
période 3 691 771 18,86 3 691 771 18,86
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Détails quant aux
options sur actions
en cours au 31 Nombre
décembre 2007 : d'options Prix d'exercice Date d'échéance
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
112 422 9,57 $ 2011
302 076 12,03 $ 2012
527 675 12,81 $ 2013
626 382 15,28 $ 2014
12 000 15,23 $ 2014
33 910 14,55 $ 2014
683 742 18,40 $ 2015
28 000 18,11 $ 2015
31 639 20,82 $ 2015
590 621 22,94 $ 2016
606 472 28,19 $ 2014
136 832 25,76 $ 2014
----------
3 691 771
----------
----------


Détails quant aux
options sur actions
comportant des droits
acquis au 31 Nombre
décembre 2007 : d'options Prix d'exercice Date d'échéance
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
112 422 9,57 $ 2011
302 076 12,03 $ 2012
527 675 12,81 $ 2013
457 450 15,28 $ 2014
7 000 15,23 $ 2014
19 262 14,55 $ 2014
316 422 18,40 $ 2015
14 000 18,11 $ 2015
14 769 20,82 $ 2015
130 735 22,94 $ 2016
----------
1 901 811
----------
----------

Le prix d'exercice moyen pondéré des options sur actions comportant
des droits acquis au 31 décembre 2007 était de 14,84 $.


Le 7 mai 2007, la Société a attribué 617 968 options d'achat d'actions ordinaires en vertu de son régime de 2006 au cours moyen pondéré de 28,19 $, basé sur le volume sur une période de cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution. Les droits sur 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 marchande des options attribuées était de 4,40 $ l'option.

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



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


Le 16 août 2007, la Société a attribué 136 832 options d'achat d'actions ordinaires en vertu de son régime de 2006 au cours moyen pondéré de 25,76 $, basé sur le volume sur une période de cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution. Les droits sur 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 marchande des options attribuées était de 4,25 $ l'option.

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



16 août 2007
-----------
Rendement de l'action (%) 3,06
Volatilité prévue (%) 19,6
Taux d'intérêt sans risque (%) 4,43
Durée de vie moyenne pondérée prévue (en années) 4,5


La Société comptabilise une charge de rémunération à l'émission des options sur actions en vertu des régimes de 2002 et 2006. La charge de rémunération est amortie sur la période d'acquisition des options attribuées de quatre ans selon la méthode de la juste valeur. Selon cette méthode, une charge de rémunération respectivement de 0,6 million $ et 2,3 millions $ a été comptabilisée pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007 (respectivement 0,8 million $ et 2 millions $ pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2006).

Régime d'UAD des administrateurs

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

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

L'attribution annuelle d'UAD, qui comprend la composante capitaux propres de la rémunération annuelle des administrateurs, est créditée à la date d'attribution pour un montant égal à la moyenne quotidienne des cours extrêmes d'un lot régulier d'actions ordinaires pour les cinq derniers jours de négociation précédant immédiatement la date d'attribution d'UAD.

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



Trimestre terminé le Exercice terminé le
Nombre d'UAD 31 décembre 2007 31 décembre 2007
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------
UAD en cours au début
de la période 69 181 46 959
Attribuées - 20 859
Attribuées - dividendes
fictifs réinvestis 541 1 904
UAD rachetées - -
-------------------------------------------------------------------
UAD en cours à la fin
de la période 69 722 69 722
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, des frais respectivement de 0,6 million $ et 0,8 million $ ont été comptabilisés au titre du régime d'UAD des administrateurs (respectivement 0,4 million $ et 0,8 million $ pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2006).

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

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



Trimestre terminé le Exercice terminé le
Nombre d'UAI 31 décembre 2007 31 décembre 2007
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------
UAI en cours au début
de la période 67 090 66 845
Attribuées - 19 570
Attribuées - dividendes
fictifs réinvestis 525 1 883
UAI rachetées - (20 683)
-------------------------------------------------------------------
UAI en cours à la fin
de la période 67 615 67 615
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------


En mai 2007, les UAI versées au président et chef de la direction de la Société étaient au nombre de 20 683 au prix de 28,01 $ l'UAI, pour un total d'environ 0,6 million $. Le rachat a eu lieu à l'échéance de la période de trois ans pour l'attribution des UAI, qui a été effectuée le 11 mai 2004, et le président et chef de la direction de la Société a respecté tous les critères de paiement.

Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2007, des charges respectivement de 0,2 million $ et 0,6 million $ ont été comptabilisées par rapport au régime d'UAI (respectivement 0,3 million $ et 0,7 million $ pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2006).

10. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

Le cumul des autres éléments du résultat étendu comprend les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture, les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie, et les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie abandonnées, dont il est question à la note 3.



Trimestre
---------------------------------------------------------------------
Solde d'ouverture Variation Solde de clôture
(en millions) 30 septembre 2007 nette 31 décembre 2007
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes, déduction
faite des activités
de couverture (82) $ - (82) $
Pertes sur instruments
dérivés désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments dérivés
antérieurement abandonnés
à titre de couvertures de
flux de trésorerie,
après impôts (5) - (5)
---------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments
du résultat étendu (88) $ - (88) $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Exercice
---------------------------------------------------------------------
Solde Montant Solde de
d'ouverture transitoire clôture
1er janvier 1er janvier Variation 31 décembre
(en millions) 2007 2007 nette 2007
---------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes,
déduction faite
des activités
de couverture (51) $ - $ (31) $ (82) $
Pertes sur instruments
dérivés désignés
comme couvertures de
flux de trésorerie,
après impôts - (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments dérivés
antérieurement
abandonnés à titre
de couvertures de flux
de trésorerie,
après impôts - (5) - (5)
---------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du résultat
étendu (51) $ (6) $ (31) $ (88) $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


11. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et ses filiales maintiennent chacune un régime ou une combinaison de régimes de retraite à prestations déterminées, de régimes de retraite à cotisations déterminées et de régimes enregistrés d'épargne-retraite ("REER") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des régimes à prestations déterminées s'est établi à 26 millions $ pour 2007 (20 millions $ pour 2006). Le coût des régimes à cotisations déterminées et des REER collectifs s'est établi à 10 millions $ pour 2007 (8 millions $ pour 2006).


12. FRAIS FINANCIERS



Trimestres terminés le Exercices terminés le
31 décembre 31 décembre
---------------------------------------------------------------------
2007 2006 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
Intérêts
- Dette à long terme
et obligations
liées aux contrats
de location-
acquisition 81 $ 40 $ 266 $ 155 $
- Emprunts à
court terme 11 2 27 6
Intérêts imputés à
la construction (2) (1) (8) (4)
Intérêts gagnés (1) (1) (4) (4)
Perte de change latente
(gain de change latent)
sur la dette à
long terme - - 1 (2)
Dividendes sur
actions privilégiées 4 4 17 17
---------------------------------------------------------------------
93 $ 44 $ 299 $ 168 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


13. GAIN TIRE DE LA CESSION DE BIENS

En décembre 2007, TGI a vendu des terrains excédentaires, réalisant un gain de 8 millions $ (7 millions $ après impôts) sur la cession.

En juin 2006, Fortis Properties a vendu le Days Inn Sydney, réalisant un gain de 2 millions $ (1,6 million $ après impôts) sur la cession.


14. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

Les impôts sur les bénéfices des sociétés diffèrent du montant qui aurait été obtenu en appliquant les taux d'imposition fédéraux et provinciaux canadiens prévus par la loi au bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés. Le tableau qui suit présente un rapprochement du taux d'imposition consolidé prévu par la loi et du taux d'imposition consolidé effectif :



Trimestres terminés les Exercices terminés les
31 décembre 31 décembre
(%) (%)
---------------------------------------------------------------------
2007 2006 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
prévu par la loi 34,9 35,3 35,1 35,2
Dividendes sur actions
privilégiées 1,4 3,1 2,4 3,2
Ecarts entre les taux
canadiens prévus par la
loi et les taux
applicables aux filiales
étrangères (4,4) (7,9) (7,1) (6,8)
Eléments capitalisés aux
fins comptables mais
passés en charges aux
fins fiscales 2,2 (5,8) (8,3) (10,7)
Amortissement fiscal et
autres déductions
réclamées aux fins
fiscales sur les montants
comptabilisés aux fins
comptables (6,0) (0,2) (4,8) (1,2)
Incidence de la réduction
des taux d'imposition sur
les soldes d'impôts
futurs (4,0) (1,3) (2,4) (2,4)
Reports réglementaires à
Newfoundland Power (2,3) - (1,0) -
Nouvelle cotisation
d'impôt de TGI 3,5 - 0,9 -
Nouvelle cotisation
d'impôt de Maritime
Electric 2,5 - 1,0 0,9
Coûts des régimes
de retraite (1,4) (0,3) (0,7) (0,4)
Divers (6,6) (4,1) (0,7) (0,9)
---------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
effectif 19,8 18,8 14,4 16,9
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


15. ACQUISITIONS D'ENTREPRISES

Terasen

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

Terasen est le propriétaire et l'exploitant des activités des entreprises de distribution de gaz naturel menées par TGI, TGVI et TGWI, collectivement appelées les sociétés Terasen Gas. Terasen est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 918 000 clients, ou 96 % des consommateurs de gaz naturel de la province.

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

Le tableau suivant résume la juste valeur des actifs acquis et des passifs pris en charge à la date de l'acquisition. La répartition du prix d'achat est assujettie à des rajustements, s'il y a lieu, qui devraient être établis au cours du deuxième trimestre de 2008. Le montant du prix d'achat attribué à l'écart d'acquisition est entièrement lié aux activités réglementées des sociétés Terasen Gas. Un écart d'acquisition d'environ 40 millions $ est déductible à des fins fiscales. Parmi les actifs incorporels de 11 millions $, une tranche de 10 millions $ a été attribuée à la valeur liée aux contrats de vente de CWP. Une tranche d'environ 1 million $ a été attribuée à la dénomination commerciale Terasen liée aux activités non réglementées et n'est pas assujettie à l'amortissement.



(en millions) Total
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux actifs nets :
Immobilisations de services publics 2 768 $
Actif à court terme 355
Ecart d'acquisition 907
Actifs incorporels 11
Actifs réglementaires à long terme 69
Autres actifs 42
Passif à court terme (353)
Dette à court terme prise en charge (275)
Dette à long terme prise en charge (y compris la
tranche échéant à moins d'un an) (note 7) (2 077)
Passifs réglementaires à long terme (29)
Autres passifs (165)
---------------------------------------------------------------------
1 253
Liquidités 3
---------------------------------------------------------------------
1 256 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Delta Regina Hotel

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition d'actifs, notamment le Delta Regina Hotel, le Saskatchewan Trade and Convention Centre, des immeubles de bureaux d'une superficie de 52 000 pieds carrés et un parc de stationnement à étages à Regina, en Saskatchewan, pour un prix d'achat au comptant totalisant environ 50 millions $, y compris les coûts d'acquisition.

L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'acquisition, d'après laquelle les résultats d'exploitation ont été consolidés dans les états financiers de Fortis, soit le 1er août 2007.

La juste valeur attribuée aux actifs nets acquis s'établit comme suit :



(en millions) Total
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux actifs nets :
Biens productifs 50 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



16. INFORMATION SECTORIELLE

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



Trimestres terminés les

(en millions
de dollars)
31 décembre
2007
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------
Services Services
publics publics
de gaz d'électricité
---------------------------------------------------------------------
Sociétés Total
Terasen Electr- Electr-
Gas - Fortis Fortis NF Autres icité icité
Canada(1) Alberta BC Power Canada(2) Canada Caraïbes(3)
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 548 68 61 132 66 327 76
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 367 - 19 88 43 150 42
Charges
d'exploita-
tion 66 32 20 14 8 74 10
Amortissement 23 19 8 9 5 41 7
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 92 17 14 21 10 62 17
Frais
financiers 33 10 7 8 4 29 4
Gain sur la
cession de
biens (8) - - - - - -
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 15 1 - 3 3 7 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 1 - 1 3
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte
nette) 52 6 7 9 3 25 9
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 52 6 7 9 3 25 9
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisi-
tion 907 227 221 - 63 511 126
Actifs
identifi-
ables 3,540 1,294 914 986 484 3,678 652
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4,447 1,521 1,135 986 547 4,189 778
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions,
montant brut 56 80 39 19 11 149 36
---------------------------------------------------------------------

31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploita-
tion - 66 58 114 63 301 32
Quote-part du
bénéfice
d'un
placement - - - - - - 3
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique - - 20 69 43 132 17
Charges
d'exploita-
tion - 30 17 15 8 70 5
Amortissement - 18 7 9 4 38 2
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion - 18 14 21 8 61 11
Frais
financiers - 8 6 9 3 26 1
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) - 1 2 3 2 8 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 1
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) - 9 6 9 3 27 8
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires - 9 6 9 3 27 8
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - 228 221 - 63 512 149
Actifs
identifiables - 1,158 810 929 447 3,344 679
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif - 1,386 1,031 929 510 3,856 828
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions, montant
brut - 67 38 19 13 137 15
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------






SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------
Siège social Eliminations
Fortis Fortis et inter-
Generation Properties autres sectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 19 50 6 (8) 1,018
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 3 - - (4) 558
Charges
d'exploita-
tion 3 34 5 (1) 191
Amortissement 2 4 1 - 78
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 11 12 - (3) 191
Frais
financiers 2 6 22 (3) 93
Gain sur la
cession de
biens - - - - (8)
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 2 (2) (2) - 21
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 4
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte
nette) 7 8 (20) - 81
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 2 - 2
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 7 8 (22) - 79
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisi-
tion - - - - 1,544
Actifs
identifi-
ables 235 535 108 (19) 8,729
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 235 535 108 (19) 10,273
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions,
montant brut 7 3 4 - 255
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploita-
tion 20 42 3 (7) 391
Quote-part du
bénéfice
d'un
placement - - - - 3
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 1 - - (4) 146
Charges
d'exploita-
tion 4 28 3 (1) 109
Amortissement 3 3 1 - 47
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 12 11 (1) (2) 92
Frais
financiers 2 6 11 (2) 44
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 1 2 (3) - 9
Part des
actionnaires
sans contrôle 2 - - - 3
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 7 3 (9) - 36
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 2 - 2
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 7 3 (11) - 34
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 661
Actifs
identifiables 246 486 43 (18) 4,780
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 246 486 43 (18) 5,441
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions, montant
brut - 2 - - 154
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


(1) L'acquisition de Terasen s'est réalisée le 17 mai 2007.
(2) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
(3) Comprend Belize Electricity, Fortis Turks and Caicos
acquis le 28 août 2006 et Caribbean Utilities dans l'île
Grand Caïman.



Exercices
terminés les

(en millions
de dollars)
31 décembre
2007
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------
Services Services
publics publics
de gaz d'électricité
---------------------------------------------------------------------
Sociétés Total
Terasen Electr- Electr-
Gas - Fortis Fortis NF Autres icité icité
Canada(1) Alberta BC Power Canada(2) Canada Caraïbes(3)
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 905 270 229 490 263 1,252 307
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 559 - 67 327 174 568 169
Charges
d'exploita-
tion 150 122 69 53 29 273 49
Amortissement 58 75 31 34 17 157 28
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 138 73 62 76 43 254 61
Frais
financiers 80 36 26 33 17 112 15
Gain sur la
cession de
biens (8) - - - - - -
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 16 (11) 5 12 10 16 2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 1 - 1 13
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte
nette) 50 48 31 30 16 125 31
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 50 48 31 30 16 125 31
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisi-
tion 907 227 221 - 63 511 126
Actifs
identifi-
ables 3,540 1,294 914 986 484 3,678 652
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4,447 1,521 1,135 986 547 4,189 778
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions,
montant
brut 120 285 147 72 38 542 106
---------------------------------------------------------------------

31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploita-
tion - 251 216 421 252 1,140 101
Quote-part du
bénéfice
d'un
placement - - - - - - 10
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique - - 68 256 171 495 57
Charges
d'exploita-
tion - 115 63 54 28 260 13
Amortissement - 69 28 33 15 145 7
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion - 67 57 78 38 240 34
Frais
financiers - 30 23 33 15 101 5
Gain à la
cession de
biens - - - - - - -
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) - (5) 7 14 9 25 2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 1 - 1 4
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) - 42 27 30 14 113 23
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires - 42 27 30 14 113 23
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - 228 221 - 63 512 149
Actifs
identifiables - 1,158 810 929 447 3,344 679
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif - 1,386 1,031 929 510 3,856 828
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions, montant
brut - 243 111 60 37 451 27
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------
Siège social Eliminations
Fortis Fortis et inter-
Generation Properties autres sectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 75 191 22 (34) 2,718
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 8 - - (17) 1,287
Charges
d'exploita-
tion 14 123 13 (5) 617
Amortissement 10 14 6 - 273
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 43 54 3 (12) 541
Frais
financiers 10 24 70 (12) 299
Gain sur la
cession de
biens - - - - (8)
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 8 6 (12) - 36
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 15
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte
nette) 24 24 (55) - 199
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 6 - 6
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 24 24 (61) - 193
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisi-
tion - - - - 1,544
Actifs
identifi-
ables 235 535 108 (19) 8,729
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 235 535 108 (19) 10,273
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions,
montant brut 17 13 5 - 803
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploita-
tion 80 163 9 (31) 1,462
Quote-part du
bénéfice
d'un
placement - - - - 10
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 6 - - (18) 540
Charges
d'exploita-
tion 15 105 11 (5) 399
Amortissement 11 12 3 - 178
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploita-
tion 48 46 (5) (8) 355
Frais
financiers 10 21 39 (8) 168
Gain à la
cession
de biens - (2) - - (2)
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 8 8 (11) - 32
Part des
actionnaires
sans contrôle 3 - - - 8
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 27 19 (33) - 149
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 2 - 2
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 27 19 (35) - 147
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition - - - - 661
Actifs
identifiables 246 486 43 (18) 4,780
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 246 486 43 (18) 5,441
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisa-
tions, montant
brut 3 17 2 - 500
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

(1) L'acquisition de Terasen s'est réalisée le 17 mai 2007.
(2) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
(3) Comprend Belize Electricity, Fortis Turks and Caicos
acquis le 28 août 2006 et Caribbean Utilities dans l'île
Grand Caïman.


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

Depuis le deuxième trimestre de 2007, la Société a présenté un nouveau secteur "Entreprises de services publics réglementés de gaz au Canada" qui incluait les résultats financiers des activités réglementées de distribution de gaz de Terasen, le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique dont l'acquisition a été réalisée par la Société le 17 mai 2007. De plus, les charges liées aux activités non réglementées de Terasen, y compris la participation de 30 % dans CWP, ont été incluses dans le secteur Siège social et autres depuis le 17 mai 2007.

b. Opérations intersectorielles

Les opérations intersectorielles sont faites dans le cours normal des affaires et elles sont évaluées à la valeur d'échange, soit le montant de la contrepartie établie et convenue par les parties liées. Les opérations intersectorielles importantes sont essentiellement liées à la vente d'énergie de Fortis Generation à Belize Electricity et à FortisOntario, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers attribués aux emprunts intersectoriels. Les opérations intersectorielles importantes pour les trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006 sont décrites ci-dessous.



Opérations Trimestres terminés les Exercices terminés les
intersectorielles 31 décembre 31 décembre
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
(en millions) 2007 2006 2007 2006
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis
Generation à Belize
Electricity 3 $ 3 $ 15 $ 17 $
Ventes de Fortis
Generation à
FortisOntario 1 1 1 1
Ventes de Newfoundland
Power à Fortis Properties 1 1 4 3
Frais financiers
intersectoriels relatifs
aux emprunts suivants :
Du siège social aux
services publics
réglementés au Canada - 1 2 2
Du siège social à
Fortis Properties 2 2 8 5
De Fortis Generation à
Belize Electricity - - - 1
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


17. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

Fortis est partie à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. 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.

La nature des passifs éventuels de la Société est décrite ci-dessous.

Le 26 mars 2007, le ministre de la Petite entreprise et du Revenu et ministre responsable de la Réforme réglementaire en Colombie-Britannique (le "ministre") a rendu une décision concernant l'appel de TGI s'opposant à l'avis de cotisation additionnelle de la British Columbia Social Service Tax pour le montant d'environ 37 millions $, incluant les intérêts sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministre a réduit le montant de la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts, montant qui a été entièrement payé afin d'éviter une augmentation des intérêts à échoir et qui a été constaté à titre d'actif réglementaire à long terme reporté. Le 22 juin 2007, TGI a interjeté appel de cette décision devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique (note 5).

Une filiale non réglementée de Terasen a reçu des avis de cotisation de l'Agence du revenu du Canada ("ARC") à l'égard d'impôts additionnels pour les années d'imposition de 1999 à 2003. L'exposition au risque a été pleinement couverte dans les états financiers consolidés. Terasen a entamé le processus d'appel lié aux avis de cotisation.

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

Le 24 mars 2006, Sa Majesté la Reine du Chef de la province de l'Alberta (la "Couronne") a déposé une déclaration contre FortisAlberta auprès de la Cour d'appel de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton. La Couronne prétend que la société est responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la province de l'Alberta connue sous le nom de "Poll Haven Community Pasture". La Couronne demande environ 3 millions $ en rapport avec les coûts de lutte contre l'incendie et d'extinction de l'incendie, et environ 2 millions $ pour pertes de bois d'oeuvre, ainsi que des intérêts et d'autres frais. FortisAlberta et la Couronne ont échangé plusieurs rapports d'enquête et rapports d'experts. Les preuves de faits et les opinions d'experts reçues jusqu'à maintenant portent la direction à croire que FortisAlberta n'est pas responsable de la cause de l'incendie ni des dommages. Toutefois, FortisAlberta n'a pas effectué d'évaluation définitive de la responsabilité éventuelle, et l'issue de ce litige ne peut être établie. Aucun montant n'a donc été comptabilisé dans les états financiers consolidés.

En avril 2006, l'ARC a émis à l'intention de Maritime Electric de nouvelles cotisations visant les années d'imposition 1997 à 2004. Les nouvelles cotisations visent le traitement fiscal de la société, notamment le calendrier des déductions de la société, pour ce qui a trait aux éléments suivants : i) les montants du mécanisme de rajustement des coûts d'énergie pour les années d'imposition de 2001 à 2004, ii) des ajustements liés aux rabais consentis aux clients pour les années d'imposition de 2001 à 2003, et iii) le versement par la société d'environ 6 millions $ le 2 janvier 2001 en rapport avec un règlement négocié avec New Brunswick Power relativement à la dépréciation de 450 millions $ de la centrale nucléaire Pointe Lepreau, en 1998. Maritime Electric juge avoir présenté sa situation fiscale de manière appropriée, à tous les égards, relativement aux nouvelles cotisations et elle a présenté un avis d'opposition au chef des appels de l'ARC. Advenant que la société ne réussisse pas à contester avec succès tous les éléments de la nouvelle cotisation, Maritime Electric pourrait devoir verser environ 13 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Au 31 décembre 2007, Maritime Electric avait constitué ce montant au moyen des impôts à payer futurs et exigibles. Les dispositions de la Loi de l'impôt sur le revenu (Canada) exigent que la société dépose un montant égal à la moitié des nouvelles cotisations contestées auprès de l'ARC. Le montant actuellement déposé auprès de l'ARC découlant des nouvelles cotisations est d'environ 6 millions $.

Des poursuites judiciaires ont été intentées contre FortisUS Energy par le Village of Philadelphia (le "Village"), dans l'Etat de New York. Le Village alléguait que FortisUS Energy devrait honorer une série de paiements courants et futurs, totalisant environ 7 millions $ (7 millions $ US), prévus par une entente entre le Village et un ancien propriétaire de la centrale hydroélectrique, située dans la municipalité du Village of Philadelphia, et maintenant détenue par FortisUS Energy. La First American Title Insurance Company conteste la poursuite au nom de FortisUS Energy. Un mémoire de décision et une ordonnance ont été déposés par la Cour suprême du Jefferson County de l'Etat de New York, le 21 décembre 2006, accordant un jugement sommaire à FortisUS Energy par le rejet de l'action intentée par le Village. Toutefois, le Village a déposé un avis d'appel en janvier 2007. L'appel a été entendu par la Cour en décembre 2007. La direction est d'avis que l'appel ne sera pas accueilli et, par conséquent, aucune provision n'a été prévue dans les états financiers consolidés.

Engagements

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

Les sociétés Terasen Gas sont parties à divers contrats d'achat de gaz comportant des obligations totalisant 537 millions $ au 31 décembre 2007. Ces obligations sont basées sur les prix du marché, lesquels varient en fonction des indices des prix du gaz naturel. Le montant reflète les prix de l'indice en vigueur au 31 décembre 2007.

Terasen détient aussi divers contrats de location-acquisition et de location-exploitation associés à l'équipement, aux installations et aux actifs de distribution de gaz naturel comportant des obligations qui totalisaient 184 millions $ au 31 décembre 2007.

Au 31 décembre 2007, les engagements liés au remboursement de la dette à long terme des états financiers consolidés de Terasen s'établissaient à 2,1 milliards $.

18. CHIFFRES CORRESPONDANTS

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

INFORMATION SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est la plus importante société de services de distribution de gaz et d'électricité du Canada détenue par des investisseurs. Avec un actif total de plus de 10 milliards $ et des produits annuels de plus de 2,7 milliards $, la Société sert 2 000 000 de consommateurs de gaz et d'électricité. Fortis détient notamment une entreprise de services publics réglementée de gaz naturel en Colombie-Britannique et des entreprises de services publics réglementées de distribution d'électricité, réparties dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Fortis possède des actifs non réglementés de production d'hydroélectricité un peu partout au Canada, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. 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
Courriel : service@computershare.com
Site Web : www.computershare.com


Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007, Fortis Inc. procédera au dépôt sur SEDAR du formulaire de Certification des dépôts annuels (Formulaire 52-109F1). Des renseignements supplémentaires, y compris la notice annuelle 2006 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.
    709-737-2800