Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

20 févr. 2009 11h04 HE

Fortis dégage un bénéfice record de 245 millions $ en 2008

Le programme annuel d'immobilisations atteint 904 millions $ Les flux de trésorerie d'exploitation annuels grimpent à 663 millions $

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 20 fév. 2009) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a dégagé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 245 millions $ en 2008, en hausse de 27 % par rapport au bénéfice de 193 millions $ en 2007. Le bénéfice par action ordinaire s'est établi à 1,56 $, soit 16 cents de plus que le bénéfice par action ordinaire de 1,40 $ en 2007.

"Fortis a dégagé un bénéfice de 245 millions $ en 2008, marquant ainsi son neuvième exercice d'affilée où la Société a dégagé un bénéfice record pour ses actionnaires. Les résultats ont été stimulés surtout par une contribution au bénéfice pour un exercice complet par Terasen et par la hausse des contributions de la production hydroélectrique, a indiqué Stan Marshall, président-directeur général de Fortis Inc. En 2008, Fortis a achevé le plus important programme d'immobilisations de son histoire, qui a comporté des investissements d'environ 900 millions $ dans des infrastructures énergétiques visant à rehausser la fiabilité du service à notre clientèle et à répondre aux besoins énergétiques en croissance de nos clients."

Le bénéfice pour le quatrième trimestre a totalisé 76 millions $, ou 0,48 $ l'action ordinaire, en regard de 79 millions $, ou 0,51 $ l'action ordinaire, pour le trimestre correspondant de 2007. Les résultats du quatrième trimestre de 2007 avaient profité de l'incidence favorable d'éléments non récurrents totalisant environ 13 millions $ relatifs à la vente de terrains excédentaires à Terasen Gas Inc., de la réduction des soldes de passifs d'impôts futurs à Fortis Properties attribuable aux taux d'impôt sur les bénéfices des sociétés en vigueur moins élevés, et d'un remboursement lié à une entente d'interconnexion à FortisOntario. En excluant ces éléments non récurrents, le bénéfice a augmenté de 10 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation s'explique par une amélioration du rendement et par une baisse d'impôts sur les bénéfices à FortisAlberta, par une diminution des charges du siège social et par une hausse du bénéfice de 1 million $ à Caribbean Utilities amenée par une modification de la date de fin d'exercice de cette société. L'augmentation a été en partie neutralisée par l'incidence d'un taux de rendement autorisé de l'actif de la base tarifaire moins élevé à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008, par des pertes de revenus d'environ 1 million $ à Fortis Turks and Caicos en raison de l'ouragan Ike, et par une réduction d'environ 2 millions $ du bénéfice du quatrième trimestre à Newfoundland Power découlant d'une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée par cette société. Le bénéfice annuel de Newfoundland Power n'a pas été touché par la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée.

Les dividendes versés par action ordinaire se sont établis à 1,00 $ en 2008, en hausse de 22 % par rapport aux 0,82 $ versés par action ordinaire à l'exercice précédent. Fortis a augmenté son dividende par action ordinaire trimestriel de 4 % pour le porter, de 0,25 $ qu'il était, à 0,26 $ à compter du dividende du premier trimestre payable le 1er mars 2009. Avec cette augmentation, cela fait 36 années de suite que la Société hausse son dividende par action ordinaire annuel, le record des sociétés ouvertes au Canada.

Fortis et ses entreprises de services publics ont mobilisé près de 1,2 milliard $ de capitaux par l'émission de titres de participation et de titres d'emprunt à 30 ans en 2008, y compris des actions privilégiées d'un capital de 230 millions $ et des actions ordinaires d'un capital de 300 millions $ à Fortis Inc., des débentures à 5,80 % d'un capital de 250 millions $ à Terasen Gas Inc., des débentures à 6,05 % d'un capital de 250 millions $ à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc., des débentures à 5,85 % d'un capital de 100 millions $ à FortisAlberta et des obligations à 6,05 % d'un capital de 60 millions $ à Maritime Electric.

En décembre, Fortis a émis 11,7 millions d'actions ordinaires en vertu d'une convention de prise ferme, pour un produit brut d'environ 300 millions $. Le produit net de ce placement d'actions ordinaires a été affecté au remboursement de la dette à court terme contractée pour régler la dette de 200 millions $ de Terasen Inc. ("Terasen") qui est arrivée à échéance le 1er décembre 2008, de même qu'aux fins générales du siège social.

Les sociétés Terasen Gas ont dégagé un bénéfice de 118 millions $ pour un exercice complet en 2008, alors qu'en 2007 elles avaient dégagé un bénéfice de 50 millions $ sur sept mois et demi, soit à partir de leur acquisition. Les résultats de 2007 reflétaient un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires. Les résultats de 2008 ont profité de l'incidence favorable d'une réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales touchant des périodes antérieures et d'une hausse du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé comparativement à 2007.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité au Canada a été de 126 millions $ par rapport à 125 millions $ pour 2007. Les résultats de 2007 comprenaient un gain après impôts non récurrent d'environ 2 millions $ attribuable à la réception d'un remboursement lié à une entente d'interconnexion à FortisOntario; toutefois, les résultats de 2008 ont baissé du même montant pour refléter la remise de ce remboursement en vertu d'une ordonnance réglementaire. En excluant ces éléments non récurrents, la croissance du bénéfice de 5 millions $ par rapport à l'exercice précédent provient de la croissance de la base tarifaire et d'un RCP autorisé plus élevé à FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power, en partie contrebalancés par la baisse des recouvrements d'impôts sur les bénéfices à FortisAlberta.

Les tarifs imposés à la clientèle en 2009 ont été approuvés pour les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power. Les RCP autorisés pour 2009 ont été établis pour Terasen Gas Inc., Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. et FortisBC, accusant un léger recul par rapport à respectivement 8,47 %, 9,17 % et 8,87 %. Le RCP autorisé de Newfoundland Power pour 2009 demeure inchangé à 8,95 %. FortisAlberta prend actuellement part à une instance générale sur les coûts en capital avec son organisme de réglementation pour procéder à l'examen, entre autres éléments, du calcul des RCP de 2009 et des structures du capital des services publics réglementés de gaz, d'électricité et de pipelines en Alberta. Dans l'intervalle, conformément à une directive de l'organisme de réglementation de FortisAlberta, les tarifs imposés à la clientèle par cette société en 2009 ont été établis à l'aide de son RCP autorisé de 8,51 % pour 2007.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a atteint 17 millions $ comparativement à 31 millions $ en 2007. Les résultats de 2008 ont subi l'incidence négative d'une perte non récurrente de 13 millions $ tenant à une décision réglementaire de juin 2008 visant Belize Electricity. La décision, qui rejette des coûts de l'approvisionnement énergétique antérieurement engagés, fait l'objet d'une contestation judiciaire. En excluant la perte non récurrente de 13 millions $ de 2008 susmentionnée et une perte non récurrente de 2 millions $ de 2007 liée à la cession d'actifs de turbines à vapeur à Caribbean Utilities, le bénéfice a reculé de 3 millions $ par rapport à l'exercice précédent. La croissance globale des ventes d'électricité et les deux mois additionnels de contribution au bénéfice par Caribbean Utilities, du fait de la modification de la date de fin d'exercice de cette société, ont été plus que contrebalancés par l'incidence d'une réduction de 3,25 % des tarifs de base d'électricité à Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, du RPC autorisé moins élevé à Belize Electricity par suite de la décision réglementaire de juin 2008, et d'une perte de revenus d'environ 2 millions $ à Fortis Turks and Caicos en raison de l'ouragan Ike.

Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation s'est établi à 30 millions $, soit 6 millions $ de plus qu'en 2007, en raison de l'accroissement de la production hydroélectrique dans la région centrale de Terre-Neuve, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York par suite de précipitations plus importantes et de l'augmentation des prix moyens de gros de l'électricité dans le nord de l'Etat de New York et en Ontario. Le total des ventes d'électricité a monté de 8,5 % par rapport à 2007.

Le bénéfice de Fortis Properties a été de 23 millions $ comparativement à 24 millions $ en 2007. En excluant un ajustement fiscal favorable de 2 millions $ en 2007, l'augmentation de 1 million $ du bénéfice par rapport à l'exercice précédent tient principalement à une contribution au bénéfice pour un exercice complet de l'hôtel Delta Regina acquis en août 2007.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 69 millions $, contre 61 millions $ en 2007. L'augmentation reflète surtout des frais financiers liés à l'acquisition de Terasen pour un exercice complet et d'autres charges liées au siège social de Terasen, des dividendes sur actions privilégiées plus élevés étant donné l'émission de 230 millions $ d'actions privilégiées au deuxième trimestre de 2008 et des frais de développement des affaires plus élevés. L'augmentation a été en partie contrebalancée par un recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus important, étant donné l'incidence d'une réduction d'impôts de 2 millions $ en 2008 liée au règlement de questions fiscales de Terasen touchant des périodes antérieures.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 663 millions $ en 2008, en hausse de 290 millions $ par rapport à 2007. L'augmentation reflète principalement un exercice complet de contribution des sociétés Terasen Gas en 2008.

Les dépenses en immobilisations consolidées, avant les contributions de la clientèle, ont été de 904 millions $ en 2008, y compris des dépenses en immobilisations d'environ 220 millions $ aux sociétés Terasen Gas. Les projets d'immobilisations importants en cours comprennent l'investissement de 200 millions $ dans l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié sur l'île de Vancouver, l'investissement de 53 millions $ US dans la centrale hydroélectrique Vaca au Belize, et l'investissement de 124 millions $ dans la mise en place de compteurs automatisés à FortisAlberta.

Au cours du quatrième trimestre, Standard & Poor's et DBRS ont confirmé les notations de crédit de la dette non garantie de la Société, qui sont demeurées inchangées à respectivement A- et BBB (élevé).

En date du 31 décembre 2008, Fortis avait des facilités de crédit consolidées de 2,2 milliards $, dont environ 1,5 milliard $ étaient inutilisées, y compris une tranche de 568 millions $ inutilisée en vertu de la facilité de crédit renouvelable consentie de 600 millions $ de la Société. Une portion d'environ 2 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités de crédit pour plusieurs années, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013.

La dette, exprimée en pourcentage du total de la structure du capital consolidée de Fortis, s'est améliorée en atteignant 59,5 % au 31 décembre 2008, ce qui est conforme à la cible à long terme de la Société de 60 %, contre 64,3 % au 31 décembre 2007. La direction prévoit que les échéances et les remboursements de la dette à long terme consolidée se chiffreront à environ 240 millions $ en 2009 pour une moyenne d'environ 180 millions $ annuellement au cours des cinq prochains exercices.

"En raison de ses importantes facilités de crédit et de sa structure du capital prudente, nous sommes d'avis que Fortis dispose de la flexibilité financière pour réagir à la crise économique mondiale et à la volatilité des marchés financiers qui devraient se poursuivre en 2009, a ajouté M. Marshall. Fortis se concentre sur la réalisation de son programme de dépenses en immobilisations consolidées de 2009, qui devrait totaliser environ 1 milliard $, pour s'assurer de continuer à répondre à la demande croissante d'énergie et rehausser la fiabilité du service à la clientèle", a conclu M. Marshall.

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Pour les trois mois et douze mois terminés le 31 décembre 2008

En date du 5 février 2009

Le communiqué de presse ci-dessous pour le quatrième trimestre de 2008 doit être lu avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 inclus dans le rapport annuel de 2007 de la Société. L'information financière présentée dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2008 a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada et est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Fortis inclut, dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2008, des énoncés prospectifs au sens accordé par les lois sur les valeurs mobilières applicables du Canada ("énoncés prospectifs"). Les énoncés prospectifs reflètent les attentes de la direction à l'égard de la croissance future, des résultats d'exploitation, du rendement, des perspectives et des occasions d'affaires de la Société et peuvent ne pas convenir à d'autres circonstances. Tous les énoncés prospectifs sont formulés sous réserve des dispositions d'exonération des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Les termes "anticiper", "croire", "estimer", "s'attendre à", "prévoir", "avoir l'intention de", "planifier", "projeter", "calendrier" et autres expressions semblables ainsi que l'utilisation du conditionnel et du futur ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs, bien que l'ensemble des énoncés prospectifs ne comporte pas ces termes. Les énoncés prospectifs reflètent les opinions actuelles de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose actuellement la direction de la Société. Les énoncés prospectifs figurant dans le présent communiqué comprennent, sans s'y limiter, des énoncés portant sur : les échéances et les remboursements prévus de la dette à long terme en 2009 et en moyenne, annuellement, au cours des cinq prochains exercices; le calendrier prévu de réception des décisions réglementaires (voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation" du présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2008); le montant prévu du programme de dépenses en immobilisations consolidées de 2009 de la Société et du total des dépenses en immobilisations consolidées pour les cinq prochains exercices; le calendrier et le montant prévus de projets particuliers de dépenses en immobilisations; et les incidences prévues, sur la Société et ses filiales, de la crise économique mondiale. Les prévisions et projections qui sous-tendent les énoncés prospectifs sont fondées sur des hypothèses qui comprennent, sans s'y limiter : la réception des approbations réglementaires nécessaires et des ordonnances tarifaires demandées; l'absence de perturbations de service ou de passifs environnementaux importantes attribuables à un sinistre ou à un bouleversement de l'environnement dû à des conditions climatiques difficiles; d'autres phénomènes naturels ou des événements majeurs; la capacité continue de la Société à entretenir ses réseaux de gaz et d'électricité afin d'assurer leur rendement continu; l'absence de repli important et prolongé de la conjoncture économique; des liquidités et des sources de financement suffisantes; le maintien de mécanismes réglementaires approuvés permettant de transférer les coûts du gaz naturel et de l'approvisionnement énergétique dans les tarifs imposés à la clientèle; la capacité continue de couvrir l'exposition à la variation des taux d'intérêt, des taux de change et des prix du gaz naturel; l'absence de volatilité importante des taux d'intérêt; l'absence de défauts importants de la part de contreparties; la concurrence continue des prix du gaz naturel par rapport à ceux de l'électricité et d'autres sources d'énergie alternatives; la disponibilité continue de l'approvisionnement en gaz naturel; la capacité continue de capitaliser les régimes de retraite à prestations déterminées; l'absence de modifications importantes des plans énergétiques gouvernementaux et des lois environnementales qui pourraient avoir une incidence importante sur l'exploitation et les flux de trésorerie de la Société et de ses filiales; le maintien de couvertures d'assurance adéquates; la capacité à obtenir et maintenir des licences et permis; la conservation des territoires desservis existants; aucune baisse marquée des prix de marché de l'énergie; des relations favorables avec les Premières nations; des relations de travail favorables; et des ressources humaines suffisantes pour offrir des services et mettre en Suvre le programme d'immobilisations. Les énoncés prospectifs sont assujettis à des risques, incertitudes et autres facteurs pouvant altérer considérablement les résultats réels par rapport aux résultats historiques ou aux résultats prévus selon les énoncés prospectifs. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou événements s'écartent des prévisions actuelles comprennent, sans s'y restreindre : le risque lié à la réglementation; les risques liés à l'exploitation et à l'entretien; la conjoncture économique; le risque lié aux sources de financement et à la situation de trésorerie; les conditions météorologiques et le caractère saisonnier; le risque lié au prix des marchandises; les instruments financiers dérivés et les couvertures; le risque de taux d'intérêt; le risque de contreparties; le caractère concurrentiel du gaz naturel; l'approvisionnement en gaz naturel; les besoins de rendement et de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées; les risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc.; le plan énergétique du gouvernement provincial de la Colombie-Britannique; les risques environnementaux; le risque lié aux assurances; les licences et les permis; la perte d'un territoire de desserte; les prix de l'énergie sur le marché; le basculement aux normes internationales d'information financière; les modifications aux lois fiscales; les terres des Premières nations; les relations de travail et les ressources humaines. Pour des renseignements additionnels à l'égard de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés de temps à autre auprès des organismes de réglementation canadiens en valeurs mobilières, y compris les facteurs décrits à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2007 et pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008 et figurant dans le présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2008.

L'ensemble des énoncés prospectifs du présent communiqué de presse pour le quatrième trimestre de 2008 est visé par ces mises en garde et, à moins que la loi l'exige, la Société décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement après la date des présentes.

APERCU DE LA SOCIETE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis, la plus importante société de services publics de distribution du Canada détenue par des investisseurs, sert plus de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Elle possède par ailleurs des actifs de production non réglementés un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. En 2008, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe en électricité de plus de 5 700 mégawatts ("MW"), et ses réseaux de distribution de gaz ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 402 térajoules ("TJ"). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008, et aux états financiers consolidés vérifiés de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 figurant dans le rapport annuel de 2007 de la Société.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution de gaz et d'électricité solides, la livraison sécuritaire et fiable de gaz et d'électricité à la clientèle à des tarifs raisonnables, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les principales activités de la Société, soit les services publics, sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon des exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs. Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris le bénéfice par secteur isolable pour les quatrièmes trimestres et les exercices terminés les 31 décembre 2008 et 2007, sont présentés dans le tableau qui suit.



Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $, sauf le
résultat par action
ordinaire et le nombre
d'actions ordinaires
en circulation) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits 1 182 1 018 164 3 903 2 718 1 185
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
provenant des
activités
d'exploitation 214 152 62 663 373 290
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 76 79 (3) 245 193 52
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire ($) 0,48 0,51 (0,03) 1,56 1,40 0,16
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,46 0,49 (0,03) 1,52 1,32 0,20
-------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation (en
millions) 158,9 155,4 3,5 157,4 137,6 19,8
-------------------------------------------------------------------------


Bénéfice net sectoriel
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés de gaz
au Canada
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen
Gas(1) 47 52 (5) 118 50 68
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité au
Canada
-------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 11 6 5 46 48 (2)
-------------------------------------------------------------------------
FortisBC(2) 7 7 - 34 31 3
-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 8 9 (1) 32 30 2
-------------------------------------------------------------------------
Autres services au
Canada(3) 3 3 - 14 16 (2)
-------------------------------------------------------------------------
29 25 4 126 125 1
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité dans
les Caraïbes(4) 8 9 (1) 17 31 (14)
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
Fortis Generation(5) 8 7 1 30 24 6
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées -
Fortis Properties(6) 4 8 (4) 23 24 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Siège social et
autres(7) (20) (22) 2 (69) (61) (8)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 76 79 (3) 245 193 52
-------------------------------------------------------------------------

(1) Formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), de Terasen Gas (Vancouver Island)
Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"). Les
résultats financiers sont présentés pour la période à compter de la date
d'acquisition, soit le 17 mai 2007.

(2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales
hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le réseau
de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire. Exclut les
activités de production non réglementées de la société en commandite en
propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power Partnership.

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

(4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean Utilities
sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle Fortis détient
une participation conférant le contrôle d'environ 57 %, et sa filiale en
propriété exclusive Fortis Turks and Caicos. Antérieurement, l'exercice
de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent,
jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement, les états financiers
de Caribbean Utilities étaient consolidés dans les états financiers de
Fortis avec un décalage de deux mois. Caribbean Utilities a changé sa
date de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre, faisant en sorte
que la Société a consolidé des résultats financiers de Caribbean
Utilities pour cinq mois au quatrième trimestre de 2008 et pour 14 mois
pour l'exercice. Par la suite, le décalage de deux mois dans la
consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities sera par
conséquent éliminé.

(5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York, dont la
capacité de production combinée, principalement hydroélectrique, s'élève
à 195 MW.

(6) Comprend 20 hôtels, comptant plus de 3 800 chambres, dans huit provinces
canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles
commerciaux, principalement dans le Canada atlantique.

(7) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis et, à
compter du 17 mai 2007, les charges nettes des activités non
réglementées du siège social de Terasen Inc. ("Terasen"), les
résultats financiers de la participation de 30 % de Terasen dans
CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP") et ceux de la filiale en
propriété exclusive non réglementée de Terasen, Terasen Energy
Services Inc. ("TES").



RESULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas

-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007(1) Variation 2008 2007(1) Variation
-------------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz
(TJ) 66 816 69 108 (2 292) 221 122 118 309 102 813
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 606 548 58 1 902 905 997
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 418 367 51 1 268 559 709
-------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 71 66 5 253 150 103
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 24 24 - 97 58 39
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 33 33 - 129 80 49
-------------------------------------------------------------------------
Gain à la cession
de biens - (8) 8 - (8) 8
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 13 14 (1) 37 16 21
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 47 52 (5) 118 50 68
-------------------------------------------------------------------------
(1) Les résultats sont présentés à compter de la date d'acquisition, soit
le 17 mai 2007.


Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de Terasen Inc. ("Terasen"). Terasen est le propriétaire et l'exploitant d'une entreprise de distribution de gaz exercée par Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et Terasen Gas Whistler Inc., collectivement appelées les sociétés Terasen Gas, et est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique.

Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont reculé de 2 292 TJ, ou 3,3 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle surtout des volumes moins élevés transportés pour les clients qui ont leur propre approvisionnement en gaz, en partie contrebalancés par des volumes de ventes plus élevés à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue attribuable à des températures plus basses comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les volumes de gaz se sont établis à 221 122 TJ pour 2008 comparativement aux 220 977 TJ affichés par les sociétés Terasen Gas pour l'exercice complet en 2007. La hausse des volumes de ventes à la clientèle résidentielle, pour la raison mentionnée plus haut pour le trimestre, et aux clients ayant des contrats à prix fixe, a été en grande partie contrebalancée par la baisse des volumes transportés aux clients disposant de leur propre approvisionnement en gaz. Les sociétés Terasen Gas gagnent environ la même marge, que les contrats clients visent l'achat de gaz naturel ou qu'ils ne visent que le transport de gaz naturel.

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

Au cours de 2008, TGI et TGVI ont augmenté leur clientèle d'un nombre net d'environ 12 800 nouveaux clients, portant le total des clients de TGI et de TGVI à environ 929 000 en date du 31 décembre 2008. Au cours de 2007, la croissance nette de la clientèle de TGI et de TGVI avait totalisé environ 13 900 nouveaux clients. La croissance nette de la clientèle en 2008 a été moins importante que prévue, reflétant l'affaiblissement des marchés de l'immobilier et de la construction, et la croissance des immeubles d'habitation où l'utilisation du gaz naturel est moins répandue que dans les maisons unifamiliales.

Produits : Les produits ont dépassé de 58 millions $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement pour les raisons suivantes : i) hausse des coûts du gaz facturés à la clientèle; ii) augmentation de la consommation résidentielle, et iii) augmentation des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, y compris l'incidence d'une hausse du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé pour TGI et TGVI atteignant respectivement 8,62 % et 9,32 %, contre respectivement 8,37 % et 9,07 %.

Les produits se sont fixés à environ 1,9 milliard $ pour 2008 comparativement à 905 millions $ pour l'exercice partiel 2007. En plus de refléter un exercice complet de produits pour 2008, les produits ont aussi augmenté par rapport à l'exercice précédent pour les mêmes raisons que celles décrites ci-dessus pour le trimestre.

Bénéfice : Le bénéfice a diminué de 5 millions $ comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice du quatrième trimestre de 2007 comprenait un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires. En excluant le gain après impôts, le bénéfice a été plus élevé de 2 millions $ que celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de la hausse des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, reflétant un RCP autorisé plus élevé, en partie contrebalancée par l'augmentation des charges d'exploitation entraînée par des coûts de main-d'oeuvre accrus.

Le bénéfice a atteint 118 millions $ pour 2008 comparativement à 50 millions $ pour l'exercice partiel 2007. Le bénéfice de 2007 avait profité de l'incidence favorable d'un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires. Le bénéfice de 2008 comprend une réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures. Au cours du troisième trimestre de 2008, Terasen a conclu un règlement avec Revenu Québec et l'Agence du revenu du Canada à l'égard de montants dus en raison d'une modification apportée à la loi fiscale du Québec. Cette modification a été promulguée en 2006 aux fins de contester certaines structures fiscales canadiennes interprovinciales.

En plus d'une contribution au bénéfice pour un exercice complet en 2008 et de la réduction d'impôts non récurrente décrite plus haut, le bénéfice de 2008 a profité de l'incidence favorable de la hausse des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, reflétant un RCP autorisé plus élevé, en partie contrebalancée par : i) l'augmentation des charges d'exploitation, pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre; ii) une augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations; et iii) l'augmentation des frais financiers causée par les taux d'emprunt plus élevés.

Le caractère saisonnier a une incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas, puisqu'une part importante du gaz distribué sert au chauffage. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives aux sociétés Terasen Gas pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta

-------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'énergie (GWh) 4 068 4 002 66 15 722 15 378 344
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 78 68 10 300 270 30
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 34 32 2 130 122 8
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 22 19 3 85 75 10
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 12 10 2 42 36 6
-------------------------------------------------------------------------
(Recouvrement) charge
d'impôts sur les
bénéfices des
sociétés (1) 1 (2) (3) (11) 8
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 11 6 5 46 48 (2)
-------------------------------------------------------------------------


Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont augmenté de 66 gigawattheures ("GWh"), ou 1,6 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et ont augmenté de 344 GWh, ou 2,2 %, par rapport au dernier exercice, surtout en raison de la croissance de la clientèle. Au cours de 2008, le nombre de clients de FortisAlberta a augmenté d'environ 12 700, portant le nombre total des clients de FortisAlberta à environ 460 700 à la fin de 2008.

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

Produits : Les produits ont progressé de 10 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 30 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Ces progressions découlent principalement i) d'une hausse de 6,8 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, ii) de l'incidence de la croissance de la clientèle et de la charge, iii) de l'incidence accumulée, en date du 1er janvier 2008, de la hausse du RCP autorisé pour 2008, qui est passé de 8,51 % à 8,75 %, sur le recouvrement dans les tarifs de distribution futurs imposés à la clientèle, et iv) de l'augmentation des produits tirés des redevances de franchises.

Bénéfice : Le bénéfice a été plus élevé de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des produits et de la baisse de la charge d'impôts futurs, principalement liée au compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), approuvé par l'organisme de réglementation. L'augmentation a été en partie contrebalancée par : i) la hausse des charges d'exploitation en raison de l'accroissement des coûts de main-d'Suvre et des avantages sociaux résultant de l'augmentation des salaires et du nombre d'employés ainsi qu'en raison des charges générales d'exploitation plus élevées; ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations et aux taux d'amortissement plus élevés prévus par l'Accord de règlement négocié pour 2008/2009; et iii) l'augmentation des frais financiers découlant d'un niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.

Le bénéfice annuel a baissé de 2 millions $ par rapport à l'exercice précédent, en raison de recouvrements d'impôts futurs moins élevés liés au compte de report des charges de l'AESO approuvé par l'organisme de réglementation. En outre, l'augmentation des produits a été en partie contrebalancée par : i) la hausse des charges d'exploitation due à l'augmentation du coût de la main-d'oeuvre contractuelle, l'accroissement des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux attribuable à l'augmentation des salaires et du nombre d'employés, ainsi que les charges d'exploitation générales plus élevées; et ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers pour les raisons décrites ci-dessus pour le trimestre.

Le compte de report des charges de l'AESO de FortisAlberta absorbe les écarts entre les montants facturés par l'AESO à FortisAlberta au titre des tarifs de transport, et les montants recouvrés par FortisAlberta auprès de la clientèle par l'intermédiaire de la composante tarif de transport des tarifs de base. Sous réserve d'une approbation réglementaire, les montants chargés par l'AESO qui excèdent les montants recouvrés auprès de la clientèle sont reportés à titre d'actif réglementaire pour recouvrement futur auprès de la clientèle, et les montants recouvrés auprès de la clientèle qui excèdent les montants chargés sont reportés à titre de passif réglementaire pour remboursement futur à la clientèle. Habituellement, il y a un délai de deux ans entre le report des montants du compte de report des charges de l'AESO et leur recouvrement auprès de la clientèle, ou leur remboursement à celle-ci, par l'intermédiaire des tarifs.

FortisAlberta comptabilise les impôts sur les bénéfices selon la méthode des impôts exigibles, comme il a été approuvé par son organisme de réglementation, à l'exception de certains comptes de report, y compris le compte de report des charges de l'AESO, à l'égard desquels les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode du report variable. Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a établi que le bénéfice d'exploitation imposable, compte non tenu de l'incidence du compte de report des charges de l'AESO, pourrait être ramené à zéro par l'utilisation de déductions pour amortissement. Ainsi, en appliquant les déductions fiscales liées aux paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO, un report de perte fiscale pourrait être créé, et un recouvrement d'impôts futurs pourrait être comptabilisé. En comptabilisant les impôts sur les bénéfices selon la méthode du report variable, un actif d'impôts futurs lié au report de perte fiscale n'est pas comptabilisé à moins que le recouvrement ne soit certain. Les paiements des tarifs de transport faits à l'AESO sont recouvrables auprès des clients dans le futur. Par conséquent, un actif d'impôts futurs et un recouvrement d'impôts futurs ont été comptabilisés au troisième et au quatrième trimestres de 2008, et ainsi contrebalancent le passif d'impôts futurs et la charge d'impôts futurs créés par le report des charges de l'AESO au fur et à mesure qu'ils sont engagés.

Avant le troisième trimestre de 2008, FortisAlberta ne déduisait pas les paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO pour créer des reports de pertes fiscales, et la société ne comptabilisait pas les recouvrements d'impôts futurs connexes. Cette pratique a entraîné, dans la comptabilisation de l'incidence des impôts futurs, un décalage de deux ans entre les paiements des montants relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO et le moment de leur recouvrement auprès de la clientèle. A l'avenir, il ne devrait plus y avoir de variations des impôts sur les bénéfices des sociétés attribuables à l'utilisation du compte de report des charges de l'AESO.

En 2007, des recouvrements d'impôts futurs nets d'environ 9 millions $ avaient été comptabilisés, principalement en raison de la vente de montants reportés dans le compte de report des charges de l'AESO. En septembre 2007 et en décembre 2007, le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2006 de 28 millions $ et le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2007 d'environ 38 millions $ ont été vendus à une banque à charte canadienne et le produit de cette vente a été constaté en 2007. Au quatrième trimestre de 2007, une charge d'impôts futurs d'environ 3 millions $ avait été comptabilisée relativement aux montants reportés en 2007 dans le compte de report des charges de l'AESO qui n'avaient pas été vendues en 2007.

En décembre 2008, FortisAlberta a déposé un prospectus de base simplifié visant l'émission de débentures pouvant atteindre 350 millions $.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à FortisAlberta pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".



FortisBC

-------------------------------------------------------------------------
FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 842 839 3 3 087 3 091 (4)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 66 61 5 237 229 8
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 23 19 4 68 67 1
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 18 20 (2) 67 69 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 9 7 2 34 31 3
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 7 7 - 28 26 2
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 1 1 6 5 1
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 7 - 34 31 3
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont progressé de 3 GWh, ou 0,4 %, en comparaison du trimestre correspondant de 2007. La progression a principalement découlé de la croissance de la clientèle résidentielle, des services généraux et de gros, en partie contrebalancée par la baisse des charges des clients industriels, attribuable à un ralentissement général du secteur forestier. Les ventes annuelles d'électricité ont reculé de 4 GWh, ou 0,1 %, par rapport à l'exercice précédent, en raison de la baisse des charges des clients industriels pour les raisons mentionnées plus haut, en partie contrebalancée par l'incidence de la croissance de la clientèle résidentielle, des services généraux et de gros.

Produits : Les produits ont augmenté de 5 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence favorable : i) d'une hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence d'une augmentation du RCP autorisé pour 2008, qui est passé de 8,77 % à 9,02 %; ii) d'une augmentation de 0,8 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er mai 2008, afin de transférer à la clientèle la hausse des coûts de l'électricité achetée auprès de BC Hydro; iii) de la croissance des ventes d'électricité; et iv) d'un changement de la composition des ventes, qui comportent moins de ventes à des catégories de clients à tarif plus bas et plus de ventes à des catégories de clients à tarif plus élevé; a été en partie contrebalancée par des contributions aux produits moins élevées de la part des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion.

Les produits annuels ont été plus élevés de 8 millions $ qu'à l'exercice précédent, entraînés par l'augmentation des tarifs d'électricité et le changement dans la composition des ventes. La hausse a été en partie contrebalancée par une contribution moins élevée aux produits par les services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion ainsi que par la baisse des ventes d'électricité.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC pour le trimestre a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité a été contrebalancée par l'augmentation des coûts de l'approvisionnement énergétique, entraînée par la montée des prix moyens de l'électricité sur le marché en raison d'une demande de pointe accrue, et la hausse de la dotation aux amortissements attribuable à l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.

Le bénéfice annuel a été de 3 millions $ plus élevé qu'à l'exercice précédent. L'augmentation découle principalement de la hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité, en partie contrebalancée par une augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers attribuable à l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.

Les charges d'exploitation ont été moins élevées de 2 millions $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse des charges d'exploitation liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion. Les charges d'exploitation annuelles ont été moins élevées de 2 millions $ qu'à l'exercice précédent, pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre, en partie contrebalancées par l'incidence de la hausse des coûts de main-d'oeuvre et des augmentations inflationnistes générales des coûts par rapport à l'exercice précédent.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à FortisBC pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".



Newfoundland Power

-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 1 412 1 384 28 5 208 5 093 115
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 139 132 7 517 491 26
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 94 88 6 337 327 10
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 12 14 (2) 50 53 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 12 9 3 45 34 11
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 8 - 33 34 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 4 3 1 19 12 7
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 1 1 - 1 1 -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 9 (1) 32 30 2
-------------------------------------------------------------------------



Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power ont augmenté de 28 GWh, ou 2,0 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et ont augmenté de 115 GWh, ou 2,3 %, par rapport au dernier exercice, surtout en raison de l'incidence combinée de la croissance de la clientèle et d'une consommation moyenne à la hausse.

Produits : Les produits ont progressé de 7 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 26 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Les progressions proviennent d'une augmentation moyenne des tarifs imposés à la clientèle de 2,8 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence de l'augmentation du RCP autorisé pour 2008 qui est passé de 8,60 % à 8,95 %, et de la croissance des ventes d'électricité. Les progressions des produits reflètent aussi l'augmentation de l'amortissement des passifs réglementaires conformément aux ordonnances prescrites par les organismes de réglementation.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power s'est établi à 1 million $ de moins qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, compte tenu de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait reculer le bénéfice d'environ 2 millions $ au quatrième trimestre de 2008. Selon la structure tarifaire réglementée, la charge annuelle d'électricité achetée par kilowattheure ("kWh") est plus élevée en hiver et moins élevée en été. En 2007, Newfoundland Power avait estimé et comptabilisé la charge mensuelle d'électricité achetée selon le coût annuel moyen par kWh prévu. Les écarts entre la charge mensuelle d'électricité achetée estimative et les coûts fondés sur le coût réel par kWh avaient été rajustés à l'aide d'une réserve réglementaire dont l'utilisation a été supprimée avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La charge mensuelle d'électricité achetée est maintenant comptabilisée au coût réel par kWh. En raison de cette modification, le bénéfice de 2008 a été moins élevé pour les premier et quatrième trimestres, et plus élevé pour les deuxième et troisième trimestres en regard des périodes correspondantes de 2007. La variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée n'a pas eu d'effet sur le bénéfice annuel. En excluant l'incidence défavorable d'environ 2 millions $ de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, comme il est décrit plus haut, le bénéfice a été plus élevé de 1 million $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de l'augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle avec prise d'effet le 1er janvier 2008, et de la baisse des charges d'exploitation découlant du calendrier des charges et de la baisse des coûts d'entretien et des régimes de retraite.

Le bénéfice annuel a monté de 2 millions $ comparativement à l'exercice précédent, étant donné surtout l'augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle avec prise d'effet le 1er janvier 2008, la baisse des charges d'exploitation pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre, et la diminution des frais financiers. Les frais financiers ont diminué du fait du refinancement à des taux moins élevés de la dette arrivée à échéance en août 2007.

La dotation aux amortissements a été plus élevée puisque l'organisme de réglementation a approuvé le recouvrement dans les tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de coûts d'amortissement antérieurement reportés.

La charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés a augmenté par rapport à l'exercice précédent en raison d'une hausse du bénéfice avant impôts sur les bénéfices, combinée à un taux d'impôt effectif plus élevé, qui résulte de la baisse des déductions utilisées aux fins fiscales comparativement aux déductions aux fins comptables.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Newfoundland Power pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".




Autres services publics d'électricité au Canada

-------------------------------------------------------------------------
Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 543 554 (11) 2 182 2 209 (27)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 65 66 (1) 262 263 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 44 43 1 177 174 3
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 7 8 (1) 28 29 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 5 5 - 18 17 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5 4 1 18 17 1
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 3 (2) 7 10 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 3 3 - 14 16 (2)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont baissé de 11 GWh, ou 2,0 %, pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 27 GWh, ou 1,2 %, par rapport à l'exercice précédent. Les baisses ont découlé de la perte et de l'arrêt des activités de certains clients industriels en Ontario et d'une consommation moyenne moins importante en Ontario.

Produits : Les produits ont reculé de 1 million $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Au quatrième trimestre de 2007, FortisOntario avait reçu un remboursement non récurrent d'environ 3 millions $ (2 millions $ après impôts) de Niagara Mohawk Power Corporation ("NIMO") dans le cadre des ententes d'interconnexion pour le transport transfrontalier. En avril 2008, la US Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") a émis une ordonnance établissant que le remboursement n'aurait pas dû être ordonné puisque la FERC n'a pas d'autorité sur les ententes d'interconnexion en question et n'avait, par conséquent, pas d'autorité pour ordonner le remboursement. En mai 2008, FortisOntario a rendu les montants remboursés à la NIMO.

En excluant l'incidence de la réception du remboursement de 3 millions $ au quatrième trimestre de 2007, les produits ont augmenté de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison du transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario, en partie contrebalancé par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité.

Les produits annuels ont diminué de 1 million $ par rapport à l'exercice précédent. En excluant l'incidence de la réception du remboursement au quatrième trimestre de 2007 et de sa remise ultérieure au deuxième trimestre de 2008, les produits ont progressé de 5 millions $ par rapport à l'exercice précédent. La progression a principalement découlé : i) du transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario; ii) d'une augmentation de 1,8 % des tarifs de base d'électricité à Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2008; et iii) d'une augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de base de distribution d'électricité à FortisOntario avec prise d'effet le 1er mai 2008, en partie contrebalancés par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité.

Bénéfice : En excluant l'incidence de la réception du remboursement au quatrième trimestre de 2007, le bénéfice a été plus élevé de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de la baisse des charges d'exploitation et de la réduction des taux effectifs d'impôt sur les bénéfices des sociétés. Pour le quatrième trimestre de 2007, les charges d'exploitation comprenaient les coûts liés à un programme de retraite anticipée à FortisOntario.

Le bénéfice annuel a été moins élevé de 2 millions $ qu'à l'exercice précédent. En excluant l'incidence de la réception du remboursement au quatrième trimestre de 2007 et de sa remise ultérieure au deuxième trimestre de 2008, le bénéfice a été plus élevé de 2 millions $ qu'à l'exercice précédent. L'augmentation est le résultat de la hausse des tarifs de base d'électricité, de la baisse des charges d'exploitation et de la réduction des taux effectifs d'impôt sur les bénéfices des sociétés, en partie contrebalancées par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité et de l'augmentation des frais financiers relatifs à des emprunts plus importants.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Maritime Electric et à FortisOntario pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES




Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
-------------------------------------------------------------------------
Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008(2) 2007 Variation 2008(2) 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(3) 1,21 0,98 0,23 1,08 1,07 0,01
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité
(GWh) 361 272 89 1 199 1 054 145
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 159 76 83 408 307 101
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 109 42 67 273(4) 169 104
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 20 10 10 55 49(5) 6
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 13 7 6 36 28 8
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5 4 1 16 15 1
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 1 - 2 2 -
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 3 3 - 9 13 (4)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 9 (1) 17 31 (14)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks
and Caicos.

(2) Antérieurement l'exercice de Caribbean Utilities se terminait le 30
avril; par conséquent, jusqu'au troisième trimestre de 2008
inclusivement, les états financiers de Caribbean Utilities étaient
consolidés dans les états financiers de Fortis avec un décalage de
deux mois. Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice
pour l'établir au 31 décembre, faisant en sorte que la Société a
consolidé des résultats financiers de Caribbean Utilities pour cinq
mois au quatrième trimestre de 2008 et pour 14 mois pour l'exercice.

(3) 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 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. La monnaie de
présentation des états financiers de Caribbean Utilities et de Fortis
Turks and Caicos est le dollar américain. Le dollar des îles Caïmans
($ CI), comparé au dollar américain, s'établit à 1,00 $ CI pour 1,20 $
US.

(4) Pour le deuxième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement
énergétique comprennent une charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ)
en raison d'une décision tarifaire réglementaire rendue par la Public
Utilities Commission du Belize (la "PUC") au Belize en juin 2008.

(5) Les charges d'exploitation du premier trimestre de 2007 englobaient
une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession de
turbines à vapeur de Caribbean Utilities.


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont augmenté de 89 GWh, ou 32,7 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de deux mois additionnels de contribution de la part de Caribbean Utilities étant donné une modification de la date de fin d'exercice du service public. En excluant les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities, les ventes d'électricité ont augmenté de 2,6 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de la croissance de la clientèle et de la croissance économique en général. L'augmentation a été atténuée par la perte de ventes d'électricité à Fortis Turks and Caicos attribuables à l'ouragan Ike, y compris le délai encouru dans la réouverture de la saison touristique automnale de plusieurs hôtels importants sur les îles Turks et Caicos, et à l'incidence du récent repli de la conjoncture économique mondiale. Ouragan de catégorie 4, Ike a frappé les îles Turks et Caicos au début de septembre 2008.

Les ventes d'électricité annuelles ont augmenté de 145 GWh, ou 13,8 %, par rapport à l'exercice précédent, étant donné les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities. En excluant les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities, les ventes d'électricité ont augmenté de 6,0 % par rapport à l'exercice précédent, surtout pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre. Les ventes d'électricité avaient augmenté de 8,7 % en 2007 par rapport à 2006. La croissance annuelle des ventes d'électricité pour 2009 devrait se situer dans une fourchette de 4 % à 5 %, reflétant la persistance prévue de la crise économique qui fait du tort aux secteurs du tourisme et du pétrole et aux secteurs connexes dans la région des Caraïbes.

Produits : Les produits ont monté de 83 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'incidence favorable d'environ 30 millions $ de la conversion des produits libellés en devises, attribuable à l'affaiblissement du dollar canadien comparativement au dollar américain par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, les produits ont grimpé d'environ 53 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent poussés par les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities.

Si l'on exclut l'incidence de la conversion des devises et les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities, les autres facteurs qui expliquent l'augmentation des produits par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent sont les suivants : i) le transfert de la totalité des coûts plus élevés du combustible et du pétrole aux clients de Caribbean Utilities, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société; ii) la croissance des ventes d'électricité; et iii) une augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen d'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par : i) une baisse du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen d'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008; ii) une réduction de 3,25 % des tarifs de base d'électricité et l'élimination de la surcharge de Caribbean Utilities pour la récupération des coûts liés aux ouragans ("SRC"), avec prise d'effet le 1er janvier 2008 conformément aux modalités de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société; et iii) des pertes de revenus d'environ 1 million $ à Fortis Turks and Caicos attribuables à l'ouragan Ike.

Les produits annuels ont augmenté de 101 millions $ par rapport à l'exercice précédent. En excluant les deux mois additionnels de contribution de Caribbean Utilities et l'incidence favorable d'environ 6 millions $ de la conversion des devises, l'augmentation des produits a principalement découlé des mêmes raisons que celles décrites plus haut pour le trimestre. Les pertes de revenus de Fortis Turks and Caicos en raison de l'ouragan Ike se sont établies à environ 2 millions $ pour le deuxième semestre de 2008.

Bénéfice : La contribution au bénéfice a reculé de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de la croissance des ventes d'électricité, la contribution additionnelle au bénéfice de 1 million $ de Caribbean Utilities attribuable à la modification de la date de fin d'exercice du service public et l'incidence favorable d'environ 1 million $ de la conversion des devises ont été plus que contrebalancées par : i) l'incidence de la réduction de 3,25 % des tarifs de base d'électricité et de l'élimination de la SRC liés aux ouragans à Caribbean Utilities; ii) la baisse du volet DVA du tarif moyen d'électricité à Belize Electricity; iii) les pertes de revenus d'environ 2 millions $ à Fortis Turks and Caicos imputables à l'ouragan Ike; et iv) la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements.

La contribution annuelle au bénéfice a été moins élevée de 14 millions $ qu'à l'exercice précédent. La contribution au bénéfice en 2008 a baissé de 13 millions $, soit à hauteur de la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée de 18 millions $ (36 millions $ BZ) antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires à Belize Electricity par l'organisme de réglementation. La contribution au bénéfice en 2007 avait reculé d'environ 2 millions $, représentant la quote-part de la Société d'une charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur à Caribbean Utilities.

En excluant les éléments non récurrents en 2008 et en 2007, comme ils sont décrits plus haut, le bénéfice a reculé de 3 millions $ par rapport à l'exercice précédent. L'incidence de la croissance des ventes d'électricité, la contribution additionnelle au bénéfice de 1 million $ de Caribbean Utilities et l'incidence favorable de la variation des coûts du combustible reportés sur les coûts de l'approvisionnement énergétique à Caribbean Utilities ont été plus que contrebalancées par les mêmes facteurs que ceux décrits plus haut pour le trimestre.

En excluant l'incidence de la conversion des devises et la charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation ont surtout augmenté en raison de l'embauche d'employés additionnels et de la hausse des frais généraux et administratifs à Fortis Turks and Caicos, et du calendrier des activités d'entretien. La dotation aux amortissements a augmenté en raison des investissements continus dans les immobilisations.

En plus de la charge de 18 millions $ décrite plus haut, le rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé ("RAB") cible de Belize Electricity a été réduit à 10 % contre 12 % avec prise d'effet le 1er juillet 2008, ce qui a été reflété au moyen d'une réduction du volet DVA du tarif moyen d'électricité.

En avril 2008, Caribbean Utilities et le gouvernement des îles Caïmans ont conclu un accord relatif à une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution de 20 ans et à une nouvelle licence non exclusive de production de 21,5 ans. Selon les modalités de la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs imposés à la clientèle sont établis au moyen d'un RAB cible initial qui est passé de 15 % à 10 % par rapport à la licence antérieure, ce qui a été reflété au moyen de la réduction des tarifs de base d'électricité avec prise d'effet le 1er janvier 2008.

Pour une mise à jour à l'égard des principales décisions et demandes réglementaires relatives à Belize Electricity et à Caribbean Utilities pour le quatrième trimestre de 2008, voir la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

-------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie (GWh) 312 303 9 1 217 1 122 95
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 20 19 1 82 75 7
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 1 2 (1) 7 8 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3 3 - 14 14 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 2 - 10 10 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2 3 (1) 8 10 (2)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 3 2 1 10 8 2
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 1 - 1 3 1 2
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 7 1 30 24 6
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.


Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont augmenté de 9 GWh, ou 3,0 %, par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse de la production dans la région centrale de Terre-Neuve et dans le nord de l'Etat de New York. Les ventes d'énergie annuelles ont progressé de 95 GWh, ou 8,5 %, par rapport à l'exercice précédent, étant donné la production accrue dans la région centrale de Terre-Neuve, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. La production accrue est principalement le résultat de précipitations plus abondantes.

Produits : Les produits ont augmenté de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de la production accrue. Les produits annuels ont augmenté de 7 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à l'augmentation des produits annuels sont les suivants : i) la production accrue; ii) une hausse des prix moyens de gros de l'énergie par mégawattheure ("MWh") en Ontario, qui sont passés à 48,83 $ pour 2008 comparativement à 47,81 $ pour 2007; et iii) l'augmentation des prix moyens de gros de l'énergie par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 71,00 $ US pour 2008 comparativement à 60,73 $ US pour 2007.

Bénéfice : Le bénéfice a été supérieur de 1 million $ à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 6 millions $ à celui inscrit au dernier exercice, reflétant la production accrue et la baisse des frais financiers découlant du refinancement, en novembre 2007, de la dette externe à coût plus élevé par des prêts intersociétés à coût plus faible. La hausse des prix moyens de gros de l'énergie a aussi contribué à l'augmentation du bénéfice annuel par rapport à l'exercice précédent.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

-------------------------------------------------------------------------
Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'hôtellerie 36 34 2 144 132 12
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 16 16 - 63 59 4
-------------------------------------------------------------------------
Total des produits 52 50 2 207 191 16
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 36 34 2 135 123 12
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 4 - 15 14 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6 6 - 24 24 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés 2 (2) 4 10 6 4
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 4 8 (4) 23 24 (1)
-------------------------------------------------------------------------


Produits : Les produits tirés de l'hôtellerie ont augmenté de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison de la contribution de l'hôtel Fairmont Newfoundland, qui a été acquis pour environ 22 millions $ en novembre 2008. Le nom de l'hôtel Fairmont Newfoundland a été changé pour celui de Sheraton Hotel Newfoundland en janvier 2009.

Les produits annuels tirés de l'hôtellerie ont été plus élevés de 12 millions $ qu'à l'exercice précédent, reflétant la contribution du Delta Regina, acquis en août 2007, et de l'hôtel Fairmont Newfoundland, acquis en novembre 2008, jumelée à l'amélioration du rendement des activités hôtelières de la société dans le Canada atlantique.

Pour le quatrième trimestre de 2008, le revenu par chambre disponible s'est établi à 72,86 $, en regard de 73,84 $ pour le trimestre correspondant de 2007. Malgré la hausse des tarifs moyens par chambre, le revenu par chambre disponible a reculé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de taux d'occupation moins élevés dans toutes les régions d'exploitation hôtelière. Le revenu annuel par chambre disponible s'est établi à 80,39 $ comparativement à 79,31 $ en 2007. L'augmentation du revenu annuel par chambre disponible a principalement découlé de la hausse des tarifs moyens par chambre, en partie contrebalancée par la baisse du taux d'occupation dans toutes les régions d'exploitation hôtelière.

Les produits tirés de l'immobilier ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et en hausse de 4 millions $ par rapport à ceux de l'exercice précédent. La hausse des produits annuels tirés de l'immobilier est attribuable au meilleur rendement dans toutes les régions d'exploitation immobilière, de même qu'à la contribution des activités immobilières du Delta Regina depuis août 2007. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,8 % au 31 décembre 2008, soit un taux comparable à celui au 31 décembre 2007.

Bénéfice : Le bénéfice a reculé de 4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de la hausse des impôts sur les bénéfices des sociétés. Le bénéfice du quatrième trimestre de 2007 comprenait un ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 4 millions $ en raison des taux d'impôt sur les bénéfices des sociétés en vigueur moins élevés, dont une tranche de 2 millions $ était liée à des soldes de passifs d'impôts futurs au 1er janvier 2007.

Le bénéfice annuel a été moins élevé de 1 million $ qu'à l'exercice précédent. En excluant l'ajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés de 2 millions $ en 2007 jumelé à des soldes d'ouverture de passifs d'impôts futurs, le bénéfice a augmenté de 1 million $ par rapport à l'exercice précédent, surtout sous l'effet d'une contribution au bénéfice pour un exercice complet du Delta Regina acquis en août 2007.




SIEGE SOCIAL ET AUTRES

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Siege social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits 7 6 1 26 22 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 8 5 3 16 13 3
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 1 1 8 6 2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 20 22 (2) 80 70 10
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les
bénéfices des sociétés (8) (2) (6) (23) (12) (11)
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur actions
privilégiées 5 2 3 14 6 8
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du
secteur Siège
social et autres (20) (22) 2 (69) (61) (8)
-------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis et, à
compter du 17 mai 2007, les charges nettes des activités non
réglementées du siège social de Terasen, les résultats financiers de
la participation de 30 % de Terasen dans CWLP et ceux de la filiale
en propriété exclusive non réglementée de Terasen, TES.

(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées
comme passifs à long terme.


Produits : Les produits ont augmenté de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des intérêts créditeurs sur des prêts intersociétés accrus, en partie contrebalancée par l'incidence de la baisse du nombre de contrats de la société en commandite CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP").

Les produits annuels ont augmenté de 4 millions $ par rapport à l'exercice précédent. Outre que les intérêts créditeurs ont été plus élevés étant donné que les prêts intersociétés ont été accrus, les contributions de CWLP aux produits ont augmenté. CWLP a contribué aux produits pendant un exercice complet en 2008 comparativement à un exercice partiel en 2007; toutefois, cette augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence de la baisse du nombre de contrats.

Charges nettes du secteur Siège social et autres : Les charges nettes du secteur Siège social et autres ont reculé de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout du fait de la baisse des frais financiers découlant des emprunts nets moins élevés faits sur les facilités de crédit, et d'un recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus important, en partie contrebalancés par l'augmentation des dividendes sur actions privilégiées et la hausse des frais de développement des affaires. L'augmentation des dividendes sur actions privilégiées est attribuable à l'émission de 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang de série G au deuxième trimestre de 2008 pour un produit brut de 230 millions $. Le recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés au cours du quatrième trimestre de 2007 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 futurs en vigueur d'impôt sur les bénéfices des sociétés.

Sur une base annuelle, les charges nettes du secteur Siège social et autres ont augmenté de 8 millions $ par rapport à l'exercice précédent, surtout en raison des frais financiers relatifs à l'acquisition de Terasen et des autres charges liées au siège social de Terasen pour un exercice complet en 2008 comparativement à un exercice partiel en 2007. L'augmentation reflète aussi la hausse des dividendes sur actions privilégiées attribuable aux actions privilégiées émises au deuxième trimestre de 2008 et aux frais de développement des affaires plus importants. L'augmentation des charges nettes du secteur Siège social et autres a été en partie contrebalancée par une hausse du recouvrement d'impôts sur les bénéfices des sociétés, pour la raison décrite plus haut pour le trimestre, jumelée à l'incidence d'une réduction d'impôts de 2 millions $ en 2008 liée au règlement de questions fiscales de Terasen touchant des périodes antérieures, et par les intérêts créditeurs plus élevés étant donné des prêts intersociétés accrus.

FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

Le tableau qui suit présente une mise à jour sur les principales décisions et demandes réglementaires relatives aux services publics réglementés de la Société pour le quatrième trimestre de 2008.



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-------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et demandes réglementaires
-------------------------------------------------------------------------
Service public
Réglementé Description sommaire
-------------------------------------------------------------------------
TGI TGVI - Avec prise d'effet le 1er octobre 2008, la BCUC a
approuvé une diminution des tarifs facturés aux
clients de TGI pour le gaz naturel. Les coûts du
gaz naturel et du propane sont transférés aux clients
sans majoration. Chaque trimestre, TGI et TGVI
passent en revue les prix du gaz naturel et du propane
avec la BCUC afin d'assurer que les tarifs transférés
aux clients suffisent à couvrir les coûts d'achat
du gaz naturel et du propane.

- En décembre 2008, la BCUC a approuvé divers tarifs
pour TGI et TGVI, y compris à l'égard du coût des
activités médianes et des tarifs de livraison à la
clientèle résidentielle dans plusieurs zones de
desserte. Ces tarifs prendront effet le 1er janvier
2009. Les tarifs approuvés reflètent aussi l'incidence
de la baisse du RCP autorisé pour 2009 à 8,47 % et à
9,17 % respectivement pour TGI et TGVI, découlant de
l'application des mécanismes d'ajustement automatique
du RCP. Le prix du gaz naturel demeurera inchangé et
le prix du propane sera réduit avec prise d'effet le
1er janvier 2009.

- Au quatrième trimestre de 2008, TGI a déposé auprès de
la BCUC une demande d'approbation d'importants travaux
de restauration de certaines traversées submergées du
pipeline de transport dans le bras sud de la rivière
Fraser desservant Vancouver et Richmond. TGI prévoit
obtenir l'approbation réglementaire de ce projet de 27
millions $ au début de 2009 et finaliser le projet en
2010.

- TGI et TGVI préparent actuellement les demandes de
tarifs pour 2010 qui devraient être déposées auprès de
la BCUC au cours du deuxième trimestre de 2009.
L'approbation des tarifs pour 2010 et les années
suivantes par la BCUC sera nécessaire puisque les
accords de règlement actuels fondés sur le rendement
viennent à échéance à la fin de 2009. Dans le cadre du
dépôt des demandes de tarifs, TGI et TGVI prévoient
demander un examen du mécanisme général d'ajustement
du RCP actuel et de la composante capitaux propres
réputée de la structure du capital.
-------------------------------------------------------------------------

FortisBC - En juin 2008, FortisBC a déposé son plan de dépenses en
immobilisations brutes d'environ 193 millions $ pour
2009 et 196 millions $ pour 2010. A ce jour, la BCUC a
approuvé des dépenses en immobilisations brutes
d'environ 100 millions $ et 90 millions $
respectivement pour 2009 et 2010. En novembre 2008, la
BCUC a rejeté les coûts relatifs au projet de
remplacement de conducteurs en cuivre et au projet
d'infrastructure de comptage améliorée compris dans le
plan de dépenses en immobilisations de 2009 et 2010.
Ces projets auraient totalisé environ 21 millions $ en
2009 et 27 millions $ en 2010. Une décision de la BCUC
pour le reste du plan de dépenses en immobilisations
de 2009 et 2010 est attendue pour le premier trimestre
de 2009.

- En décembre 2008, la BCUC a approuvé la demande de
besoins de revenus de la société pour 2009 qui s'est
traduite par une augmentation générale des tarifs
facturés aux clients de 4,6 %, avec prise d'effet le
1er janvier 2009. L'augmentation des tarifs découle
principalement du programme de dépenses en
immobilisations de la société et de la hausse des
achats d'électricité entraînée par la croissance de la
clientèle et de la demande d'électricité. Les tarifs de
2009 reflètent un RCP autorisé de 8,87 % en raison de
l'application du mécanisme d'ajustement automatique du
RCP. L'approbation de la demande de besoins de revenus
pour 2009 comprenait aussi une prolongation du
mécanisme d'établissement des tarifs fondé sur le
rendement ("ETR") pour les exercices de 2009 à 2011
selon des modalités semblables à celles du mécanisme
d'ETR antérieur, à l'exception que les charges
d'exploitation et d'entretien brutes annuelles, avant
les coûts indirects capitalisés, seront établis au
moyen d'une formule intégrant la croissance de la
clientèle et l'inflation, c'est-à-dire l'indice des
prix à la consommation ("IPC") pour la Colombie-
Britannique, moins un facteur d'amélioration de la
productivité ("FAP") de 3 % en 2009, 1,5 % en 2010
et 1,5 % en 2011. Si l'inflation dépassait 3 %,
l'excédent serait ajouté au FAP qui plafonne
effectivement l'IPC à 3 %.
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FortisAlberta - En novembre 2008, FortisAlberta a présenté sa preuve à
l'égard de l'instance générale sur les coûts en capital
de 2009 par suite de la requête de l'Alberta Utilities
Commission ("AUC"). L'instance comprendra un examen du
niveau de RCP, le mécanisme d'ajustement et la
structure du capital de services publics de toutes les
sociétés de service de gaz, d'électricité et de
pipeline de l'Alberta qui sont réglementées par l'AUC.
Une audience est prévue pour le deuxième trimestre de
2009.

- En décembre 2008, FortisAlberta a obtenu l'approbation
réglementaire de ses tarifs de distribution pour 2009,
qui lui permet de recouvrer les coûts de distribution
approuvés. Cette approbation s'est traduite par une
augmentation du tarif de distribution de 8,6 % avec
prise d'effet le 1er janvier 2009. L'augmentation
tarifaire est légèrement plus élevée que l'augmentation
de 7,3 % envisagée dans l'Accord de règlement négocié
de 2008/2009 en raison du recouvrement reporté en 2009
dans les tarifs imposés à la clientèle de
l'augmentation du RCP autorisé, aussi l'incidence de
la convention collective de la société qui a été
conclue après l'approbation de l'Accord de règlement
négocié de 2008/2009. Conformément aux directives de
l'AUC, la société continue d'utiliser pour 2009 le RCP
de 2007 de 8,51 % en attendant l'issue de l'instance
générale sur les coûts en capital de 2009 de l'AUC.

- FortisAlberta prévoit déposer une demande de besoins
de revenus pour 2010 et 2011 au cours du deuxième
trimestre de 2009.
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Newfoundland Power - En novembre 2008, le Newfoundland and Labrador Board
of Commissioners of Public Utilities a approuvé,
telle qu'elle a été déposée, la demande de budget
d'immobilisations de 2009 de la société. Sur un
budget d'environ 62 millions $, à peu près la moitié
des dépenses en immobilisations proposées ont trait
au remplacement de composantes âgées et détériorées
du réseau d'électricité.

- Le RCP autorisé de la société demeure inchangé pour
2009 à 8,95 % et, par conséquent, aucune modification
des tarifs de base imposés à la clientèle n'a été
apportée pour 2009.
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Maritime Electric - En octobre 2008, Maritime Electric a déposé une
demande d'approbation du tarif pour 2009.
L'augmentation de tarifs proposée, avec prise d'effet
le 1er avril 2009, reflète une augmentation du montant
des coûts liés à l'énergie qui devront être recouvrés
auprès de la clientèle à même la composante tarifs de
base de la facturation. L'augmentation proposée au coût
de référence de l'énergie dans les tarifs de base se
traduira par une diminution du montant des coûts de
l'énergie qui devront être recouvrés auprès de la
clientèle par le mécanisme d'ajustement des coûts de
l'énergie. La demande sollicite aussi un RCP maximum
autorisé de 9,75 % pour 2009. Une décision à l'égard
de la demande est attendue avant la fin du premier
trimestre de 2009.

- En novembre 2008, la Island Regulatory and Appeals
Commission a approuvé, tel qu'il a été déposé, le
budget d'immobilisations de la société pour 2009,
d'environ 20 millions $ avant les apports de la
clientèle.
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FortisOntario - En août 2008, Canadian Niagara Power a déposé une
demande portant sur le coût du service pour 2009
qui sollicitait un nouveau calcul des tarifs de
distribution en fonction de l'année témoin future
2009. L'audience relative à la demande a commencé
au cours du quatrième trimestre de 2008 et la société
prévoit qu'une décision à l'égard de la demande sera
rendue en avril 2009.
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Belize Electricity - En juin 2008, la Public Utilities Commission du Belize
(la "PUC") a rendu sa décision finale à l'égard de la
demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009
refusant d'augmenter le tarif moyen général de
l'électricité. La PUC a aussi ordonné un ajustement
rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux résultats
financiers de Belize Electricity pour des exercices
précédents. En substance, l'ajustement représentait le
rejet de coûts du combustible et de l'électricité
achetée engagés antérieurement. La PUC a aussi réduit
le RAB autorisé cible de Belize Electricity, le faisant
passer de 12 % à 10 % au moyen d'une réduction du volet
DVA du tarif moyen d'électricité. La décision finale
n'a pas d'incidence sur les activités de production
non réglementées de la Société au Belize.

- En janvier 2009, la PUC a modifié la décision finale
relative à la demande tarifaire pour 2008/2009 de
Belize Electricity (la "modification"), en vigueur
pour la période du 1er janvier 2009 au 30 juin 2009.
La modification prévoit une augmentation du volet
DVA du tarif moyen d'électricité permettant à Belize
Electricity de toucher un RAB autorisé cible de 12 %,
mais aussi une réduction de la composante coût de
l'électricité du tarif moyen d'électricité attribuable
à une baisse généralisée du coût d'électricité. Par
conséquent, la modification s'est traduite par une
diminution globale du tarif moyen d'électricité, qui
est passé de 44,1 cents BZ le kWh à 38,7 cents BZ
le kWh. La modification prévoit aussi une baisse de
la valeur de l'actif réglementaire sur laquelle le
RAB est fondé, tout en augmentant les charges
d'exploitation d'un montant équivalent, et une
réduction de l'amortissement, des impôts et taxes et
des droits ainsi que des besoins de revenus connexes.

- Les modifications apportées à la législation sur
l'électricité par le gouvernement du Belize et la PUC,
et la décision finale de juin 2008 et la modification,
qui étaient fondées sur les lois modifiées, ont fait
l'objet d'une contestation judiciaire par Belize
Electricity dans le cadre de plusieurs instances. Le
processus judiciaire se poursuit, donnant lieu à des
décisions provisoires, des jugements et des appels. A
l'heure actuelle, il est impossible de prédire quand
ces instances s'achèveront et quelle en sera l'issue.
-------------------------------------------------------------------------

Caribbean Utilities- En décembre 2008, Caribbean Utilities a déposé auprès
de l'organisme de réglementation un plan
d'investissements en immobilisations de cinq ans
modifié en raison de la modification de la date de fin
d'exercice de la société. Le plan d'investissements en
immobilisations modifié totalise toujours 255 millions
$ US, y compris une tranche d'environ 72 millions $ US
liée à une nouvelle production qui devrait faire
l'objet d'une demande. En janvier 2009, l'organisme de
réglementation a demandé à la société un nouvel examen
de ses dépenses en immobilisations autres que de
production afin de tenir compte de la conjoncture
économique en vigueur et des prévisions de croissance
à la baisse. Une décision à l'égard du plan
d'investissements en immobilisations modifié est
attendue au cours du premier trimestre de 2009.

- En janvier 2009, l'Electricity Regulatory Authority
des îles Caïmans a approuvé un nouveau tarif à l'égard
des sources d'énergie renouvelable appartenant à la
clientèle qui permettra aux clients sur Grand Caïman
de brancher des systèmes d'énergie renouvelable au
réseau de distribution de la société et de produire
leur propre électricité à partir de sources d'énergie
renouvelable tout en demeurant branchés au réseau de
Caribbean Utilities. La société prévoit être en
mesure d'accueillir des systèmes de clients sur son
réseau d'ici la fin du premier trimestre de 2009.
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


STRUCTURE DU CAPITAL

Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, requièrent un accès continu à des capitaux afin de permettre à ces services publics de financer l'entretien et l'expansion des infrastuctures. Dans la mesure du possible, Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux sources de capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs. Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient la structure du capital qui lui est propre et qui correspond à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise de services publics. La structure du capital consolidée de Fortis se présente comme suit :



-----------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux
-----------------------------------------------------------------------
31 décembre 2008 31 décembre 2007
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
-----------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition
(déduction faite de
la trésorerie)(1) 5 468 59,5 5 476 64,3
-----------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 7,3 442 5,2
-----------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables
aux actions ordinaires 3 046 33,2 2 601 30,5
-----------------------------------------------------------------------
Total 9 181 100,0 8 519 100,0
-----------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats
de location-acquisition, incluant la tranche échéant à moins d'un an,
et les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.

(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.


L'amélioration de la structure du capital depuis décembre 2007 découle principalement d'une émission d'actions ordinaires d'un capital de 300 millions $ (291 millions $ déduction faite des frais après impôts) en décembre 2008 et d'une émission d'actions privilégiées d'un capital de 230 millions $ (225 millions $ déduction faite des frais après impôts) au deuxième trimestre de 2008. La structure du capital a aussi profité de l'incidence favorable du bénéfice net attribuable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 83 millions $ au cours de 2008.

FLUX DE TRESORERIE

Le tableau qui suit présente les sources et les affectations des flux de trésorerie pour le quatrième trimestre et l'exercice 2008 comparativement aux périodes correspondantes de 2007.




-------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 31 décembre
-------------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début de
la période 68 51 17 58 41 17
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés
à ce qui suit :
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 214 152 62 663 373 290
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (277) (234) (43) (854)(2 033) 1 179
-------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 58 89 (31) 196 1 680 (1 484)
-------------------------------------------------------------------------
Incidence du change
sur les soldes de
trésorerie 3 - 3 3 (3) 6
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la fin de
la période 66 58 8 66 58 8
-------------------------------------------------------------------------


Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, se sont accrus de 62 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est le fait surtout des variations favorables du fonds de roulement des sociétés Terasen Gas qui sont survenues par suite du temps plus froid et de la hausse du coût du gaz naturel facturé à la clientèle au cours du quatrième trimestre de 2008 comparativement au quatrième trimestre de 2007. L'augmentation a été en partie contrebalancée par une baisse des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de FortisAlberta. Au cours du quatrième trimestre de 2007, par contre, FortisAlberta avait reçu des fonds à la vente de montants de son compte de report des charges de l'AESO de 2007. Les flux de trésorerie annuels provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, se sont établis à 290 millions $ de plus qu'à l'exercice précédent, reflétant les contributions pour un exercice complet des sociétés Terasen Gas en 2008 par rapport à un exercice partiel en 2007.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont augmenté de 43 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, reflétant une hausse des dépenses en immobilisations de services publics et l'acquisition de l'hôtel Fairmont Newfoundland en novembre 2008. Les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement se sont établis à environ 1,2 milliard $ de moins qu'à l'exercice précédent. Toutefois, les activités d'investissement de 2007 reflétaient l'acquisition de Terasen pour une contrepartie au comptant d'environ 1,3 milliard $ et l'acquisition du Delta Regina pour 50 millions $. En excluant l'incidence des acquisitions d'entreprises en 2007 et 2008, les flux de trésorerie annuels affectés aux activités d'investissement ont augmenté par rapport à l'exercice précédent en raison de la hausse des dépenses en immobilisations principalement attribuable aux sociétés Terasen Gas.

Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont baissé de 31 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation des flux de trésorerie rattachée à l'émission d'actions ordinaires de 300 millions $ au quatrième trimestre de 2008 a été plus que contrebalancée par l'incidence d'une réduction nette de la dette au cours du quatrième trimestre de 2008, comparativement à une augmentation nette de la dette au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les flux de trésorerie annuels provenant des activités de financement ont été d'environ 1,5 milliard $ de moins qu'à l'exercice précédent. En 2007, les activités de financement reflétaient toutefois le produit d'une émission d'actions ordinaires de 1,15 milliard $ affecté au financement d'une partie importante du prix d'acquisition de Terasen. En excluant l'incidence de l'acquisition de Terasen, les flux de trésorerie annuels provenant des activités de financement ont reculé par rapport à l'exercice précédent en raison d'une réduction nette de la dette en 2008 comparativement à une augmentation nette de la dette en 2007, en partie contrebalancée par la hausse du produit tiré d'émissions d'actions ordinaires et privilégiées.

PROGRAMME D'IMMOBILISATIONS

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

Les dépenses en immobilisations consolidées brutes pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 ont atteint 904 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes par secteur pour 2008.



----------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)
Exercice terminé le 31 septembre 2008
(en millions $)
----------------------------------------------------------------------
Autres Total -
services Services
Newfound- publics publics
Sociétés Fortis Fortis land réglementés réglementés
Terasen Gas(1) Alberta(1,2) BC(1) Power(1) au Canada(1) au Canada
----------------------------------------------------------------------
220 302 117 67 46 752


Services
publics Services
réglementés publics Fortis
dans les Caraïbes non réglementés(3) Properties Total(4)
---------------------------------------------------------------
110 28 14 904

(1) Comprend les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des
lieux qui sont admissibles dans la base tarifaire.

(2) Compte non tenu de paiements de 31 millions $ versés à l'AESO au
titre des investissements dans des projets d'immobilisations de
transport.

(3) Comprend les dépenses en immobilisations des activités de
production non réglementées, des services publics de gaz non
réglementés et du siège social.

(4) Comprend les dépenses liées aux actifs en construction.


Les dépenses en immobilisations consolidées brutes réelles de 2008 ont été comparables aux dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues figurant dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007. Une mise à jour portant sur les projets en immobilisations importants de 2008 est présentée ci-après.

En avril 2008, TGVI a reçu l'approbation de la BCUC relativement à la phase d'ingénierie-approvisionnement-construction ("IAC") de l'installation de stockage de gaz naturel liquéfié ("GNL") sur l'île de Vancouver dont les coûts totalisent environ 200 millions $. Ainsi, la société a conclu un contrat d'IAC avec un tiers pour la construction de l'installation. Le contrat prévoit le paiement d'environ 55 millions $ en dollars américains et, par conséquent, TGVI a conclu un contrat d'achat à terme de dollars américains, qui atténuera les effets du change pour la portion en dollars américains du contrat d'IAC. La construction de l'installation de stockage de GNL a commencé au cours du deuxième trimestre de 2008, et l'achèvement du projet est prévu pour la fin de 2011. Des dépenses en immobilisations d'environ 47 millions $ liées à ce projet ont été engagées en 2008.

Les travaux de construction par TGVI du tronçon de 50 kilomètres de pipeline reliant Squamish et Whistler se sont poursuivis en 2008 et, au 31 décembre 2008, environ 49 kilomètres avaient été construits. Les travaux de construction du tronçon devaient initialement être terminés à l'été 2008, mais la date d'achèvement a été repoussée à avril 2009, soit plus tard qu'initialement prévu, en raison de modifications que la société a été contrainte d'apporter au plan d'ordonnancement de la construction du pipeline qui sont attribuables au projet d'amélioration de l'autoroute Sea-to-Sky de la province de la Colombie-Britannique ("projet d'autoroute"). Le pipeline est construit en même temps que le projet d'autoroute et le tracé pipelinier traverse une grande partie de l'emprise de l'autoroute. A l'achèvement du pipeline, la société convertira la Resort Municipality of Whistler du propane au gaz naturel au cours du printemps et de l'été 2009. Des dépenses en immobilisations d'environ 13 millions $ pour la construction du tronçon pipelinier et la conversion au gaz naturel ont été engagées en 2008.

Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a entamé la deuxième phase de remplacement des compteurs traditionnels par la nouvelle infrastructure de comptage automatisé. La deuxième phase fait partie d'un projet global de 124 millions $ visant à convertir la totalité des clients de FortisAlberta à la technologie d'infrastructure de comptage automatisé sur une période de quatre ans qui a commencé en 2007. Des dépenses en immobilisations d'environ 17 millions $ ont été engagées pour ce projet en 2008.

Vers la fin de 2008, Fortis Properties a commencé les travaux d'agrandissement de l'hôtel Holiday Inn Kelowna qui comprennent l'ajout de 70 chambres et de 4 000 pieds carrés de salles de réunion. On prévoit que l'agrandissement sera achevé d'ici janvier 2010 pour un coût en capital totalisant environ 14 millions $.

En avril 2008, Caribbean Utilities a conclu un accord portant sur l'achat d'une centrale au diesel de 16 MW et de l'équipement connexe auprès d'un fournisseur d'Allemagne pour environ 24 millions $ US, sur 2008/2009. La centrale devrait être mise en service à l'été 2009. Des dépenses en immobilisations d'environ 8 millions $ US (8 millions $) liées à cette centrale ont été engagées en 2008.

En 2008, la construction s'est poursuivie à Vaca, sur la rivière Macal, au Belize, d'une centrale hydroélectrique de 19 MW au coût de 53 millions $ US. La centrale est 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. Cette centrale devrait être mise en service au début de 2010, soit un peu plus tard que l'échéance initialement prévue de fin 2009 en raison de retards liés à la main-d'oeuvre et aux conditions météorologiques. Environ 16 millions $ US (18 millions $) ont été engagés en 2008 relativement à cette centrale.

En octobre 2008, la BCUC a approuvé le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan proposé de 141 millions $, qui était inclus dans le plan de dépenses en immobilisations de 2009 et 2010 de FortisBC. Le projet a trait à la mise à niveau de la ligne de transport aérienne existante, qui passera de 161 kilovolts ("kV") à 230 kV de Vaseux Lake à Oliver et Penticton, et à la construction d'une nouvelle ligne de transport de 230 kV de Vaseux Lake à Penticton. FortisBC prévoit que la construction du projet commencera au printemps 2009 pour se terminer en 2011.

Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes prévues pour l'exercice 2009 par secteur.



----------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations brutes prévues (non vérifié)
Exercice se terminant le 31 décembre 2009
(en millions $)
----------------------------------------------------------------------
Autres Total -
services Services
Newfound- publics publics
Sociétés Fortis Fortis land réglementés réglementés
Terasen Gas(1) Alberta(2) BC(1,3) Power(1) au Canada(1) au Canada
----------------------------------------------------------------------
287 292 160 65 34 838


Services
publics Services
réglementés publics Fortis
dans les Caraïbes non réglementés(4) Properties Total(5)
-----------------------------------------------------------------
118 56 33 1 045

(1) Comprend les prévisions relatives aux coûts d'enlèvement d'actifs
et de remise en état des lieux qui sont admissibles dans la base
tarifaire.

(2) Compte non tenu de paiements de 31 millions $ devant être versés à
l'AESO au titre des investissements dans des projets
d'immobilisations de transport.

(3) Comprend des dépenses d'environ 72 millions $ à l'égard desquelles
une approbation réglementaire n'a pas encore été reçue.

(4) Comprend les dépenses en immobilisations des activités de production
non réglementées, des services publics de gaz non réglementés et du
siège social.

(5) Comprend les dépenses liées aux actifs en construction.


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

FACILITES DE CREDIT

Au 31 décembre 2008, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit autorisées consolidées de 2,2 milliards $, dont une tranche d'environ 1,5 milliard $ demeurait inutilisée. Une portion d'environ 2 milliards $ du total des facilités de crédit est constituée de facilités de crédit sur plusieurs années, dont la majeure partie vient à échéance entre 2011 et 2013. Les facilités de crédit sont presque en totalité contractées auprès des sept plus importantes banques canadiennes, aucune banque ne détenant plus de 25 % de ces facilités.

En raison de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarifs pour 2008/2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives de sa dette à l'égard de ratios financiers relatifs à des prêts contractés auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement et la Banque de développement des Caraïbes totalisant 11 millions $ (18 millions $ BZ) au 31 décembre 2008. La société a avisé les prêteurs de cette situation et elle a demandé les dispenses appropriées. Belize Electricity ne respecte pas non plus certaines clauses restrictives de sa dette l'empêchant de contracter de nouvelles dettes ou de déclarer des dividendes.

En novembre 2008, First Caribbean Bank a retiré sa facilité de crédit à Belize Electricity, exigeant que la société rembourse environ 4 millions $ BZ d'emprunts sur la facilité. Scotiabank a aussi prévenu Belize Electricity qu'elle pourrait ne pas renouveler la facilité de crédit de 5,1 millions $ BZ consentie à la société si la situation en cours n'était pas redressée. Au 31 décembre 2008, aucun emprunt n'était en cours sur la facilité de crédit de Scotiabank. Si le niveau des coûts de l'approvisionnement énergétique reste plus bas, la pression sur la situation de liquidité de Belize Electricity se relâchera sans doute quelque peu.

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



--------------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
Siège Services Total au 31 Total au 31
(en social publics Fortis décembre décembre
millions $) et autres réglementés Properties 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 715 1 500 13 2 228 2 234
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
utilisées :
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (410) - (410) (475)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long
terme (y
compris la
tranche
échéant à
moins d'un an) (32) (192) - (224) (530)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (1) (102) (1) (104) (159)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
disponibles 682 796 12 1 490 1 070
--------------------------------------------------------------------------


ACTIVITES NON REGLEMENTEES DE FORTIS GENERATION - SOCIETE EN NOM COLLECTIF EXPLOITS RIVER HYDRO PARTNERSHIP

Le 16 décembre 2008, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a promulgué une loi visant l'expropriation de la plupart des actifs de Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi-Consolidated") situés à Terre-Neuve. Avant cette date, Abitibi-Consolidated avait annoncé la fermeture de son usine de papier journal de Grand Falls-Windsor, Terre-Neuve, avec prise d'effet le 31 mars 2009. Les actifs de production hydroélectrique de la société en nom collectif Exploits River Hydro Partnership (la "société Exploits") étaient inclus dans les biens touchés par la loi d'expropriation. La société Exploits est détenue à 51 % par Fortis Properties et à 49 % par Abitibi-Consolidated. Les états financiers de la société Exploits sont consolidés dans les états financiers de Fortis. La société Exploits a un prêt à terme de 61 millions $ auprès de plusieurs prêteurs qui est garanti par les actifs de la société Exploits et qui est sans recours contre Fortis.

Des pourparlers sont en cours avec les prêteurs de la société Exploits à l'égard des questions ci-dessus. Le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a publiquement déclaré qu'il n'a pas l'intention de nuire aux partenaires indépendants d'Abitibi-Consolidated ni aux prêteurs de la société Exploits. En attendant l'issue de ces questions, des frais financiers reportés de 2 millions $ et des immobilisations de services publics de 61 millions $ relatifs à la société Exploits ont été reclassés dans les charges reportées et autres actifs, et le prêt à terme de 61 millions $ a été classé à court terme au bilan consolidé de Fortis au 31 décembre 2008.

INCIDENCE DE LA CRISE ECONOMIQUE MONDIALE

Dépenses en immobilisations : Les dépenses en immobilisations consolidées brutes devraient atteindre environ 1,0 milliard $ pour 2009 et 4,5 milliards $ pour les cinq prochains exercices. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des prévisions détaillées de la demande de la clientèle, des conditions météorologiques et du coût de la main-d'oeuvre et des matériaux, de même que sur d'autres facteurs, y compris la conjoncture économique, qui pourraient changer et creuser un écart entre les dépenses en immobilisations réelles et les dépenses en immobilisations prévues.

Flux de trésorerie : La Société ne prévoit pas de baisse importante des flux de trésorerie d'exploitation de ses filiales en 2009 sous l'effet continu de la crise économique mondiale. Les filiales prévoient être en mesure d'obtenir les fonds nécessaires au financement de leurs programmes de dépenses en immobilisations de 2009. Au 31 décembre 2008, Fortis et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity et de la dette rattachée à la société Exploits décrite plus haut, respectaient leurs clauses restrictives et devraient continuer de le faire en 2009.

Coût du capital et accès au capital : La volatilité des marchés des capitaux et financiers mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses services publics et par une modification de la fréquence des émissions en 2009. Bien que les coûts d'emprunt risquent de monter, puisque de nouveaux titres de créance à long terme devront être émis à des taux plus élevés, justifiés par les différentiels de taux qui se sont creusés, la Société et ses services publics prévoient continuer d'avoir un accès raisonnable à du capital à court et à moyen terme. Le coût des facilités de crédit renouvelées ou prorogées pourrait aussi augmenter dans le futur; toutefois, toute hausse des intérêts débiteurs ou des frais ne devrait pas avoir d'incidence financière importante sur la Société et ses services publics en 2009 puisque la majeure partie du total des facilités de crédit consenties comporte des échéances situées entre 2011 et 2013. En raison de la nature réglementée des services publics de la Société, la hausse des coûts d'emprunt peut être recouverte dans les tarifs futurs imposés à la clientèle.

Résultats d'exploitation : La réalisation d'une croissance interne des produits et du bénéfice de la division hôtelière de Fortis Properties pourrait poser un défi en 2009 en raison des retombées prévues de la crise économique mondiale qui devrait persister et de son incidence sur les déplacements de loisirs et d'affaires et les séjours hôteliers. Dans les Caraïbes, le niveau et les variations du tourisme et des activités connexes, qui sont étroitement liés à la situation économique, rejaillissent sur les ventes d'électricité puisqu'elles touchent la demande d'électricité des grands hôtels et des immeubles d'habitation en copropriété qui sont desservis par les services publics réglementés de la Société dans cette région. Par conséquent, la croissance des ventes d'électricité des services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes de la Société en 2009 devraient être moins vigoureuse que celle réalisée en 2008.

Régimes de retraite à prestations déterminées : Au 31 décembre 2008, la juste valeur des actifs des régimes de retraite à prestations déterminées consolidés de la Société s'établissait à 579 millions $ comparativement à 674 millions $ au 31 décembre 2007, soit un recul de 14 % de la valeur des actifs. Le recul de la juste valeur des actifs des régimes devrait se traduire par l'augmentation des obligations futures consolidées de capitalisation des régimes de retraite de la Société. Le montant de l'augmentation ne pourra être établi qu'une fois terminées les prochaines évaluations actuarielles qui, dans le cas de Newfoundland Power, de la Société et d'un des régimes de retraite à prestations déterminées de Terasen, est prévue pour 2009, pour une évaluation en date du 31 décembre 2008. Les autres évaluations actuarielles futures des régimes de retraite à prestations déterminées plus importants ne sont pas prévues avant décembre 2009 et décembre 2010. Fortis prévoit que toute obligation additionnelle de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées sera principalement financée au moyen d'une combinaison de flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et des montants disponibles en vertu des facilités de crédit existantes. Les taux d'actualisation utilisés pour évaluer les obligations au titre des prestations constituées aux dates d'évaluation en 2008 ont augmenté, le risque de crédit rattaché aux obligations de sociétés de grande qualité s'étant accentué à cause de la volatilité des marchés financiers. Fortis ne prévoit pas d'augmentation importante de la charge de retraite consolidée pour 2009 à l'égard des régimes de retraite à prestations déterminées. L'amortissement des pertes de 2008 relatives aux actifs des régimes de retraite devrait être en grande partie contrebalancé par l'incidence des taux d'actualisation plus élevés présumés. La baisse des actifs des régimes de retraite en 2008, qui rejaillit sur la charge de retraite de 2009 au titre des régimes de retraite à prestations déterminées, a été atténuée en employant la méthode fondée sur le marché pour évaluer les actifs des régimes de retraite de Terasen et de Newfoundland Power. Toute augmentation des obligations futures de capitalisation des régimes de retraite ou de la charge de retraite des services publics réglementés devrait être recouvrée dans les tarifs futurs imposés à la clientèle, ou remboursée à cette dernière, sous réserve des risques liés aux prévisions. Toutefois, pour les sociétés Terasen Gas et FortisBC, tout écart entre la charge de retraite réelle et la charge de retraite prévue dont le recouvrement dans les tarifs imposés à la clientèle a été approuvé pour l'exercice est assujetti au traitement relatif au compte de report pour recouvrement dans les tarifs futurs imposés à la clientèle, ou pour remboursement à cette dernière, sous réserve d'une approbation réglementaire.

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

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

Notations de crédit : Fortis et ses services publics réglementés ne prévoient pas que les agences de notation procéderont à des décotes importantes à court terme. Toutefois, la crise financière mondiale actuelle a entraîné une certaine critique des agences de notation et de leurs critères, ce qui pourrait entraîner une modification des pratiques et des politiques de notation du crédit.

PERSPECTIVES

En raison de ses importantes facilités de crédit et de sa structure du capital prudente, Fortis est d'avis qu'elle dispose de la flexibilité financière pour réagir à la crise économique mondiale et à la volatilité des marchés financiers qui devraient se poursuivre en 2009. La Société et ses services publics prévoient continuer d'avoir accès selon des modalités raisonnables à du capital à long terme en 2009.

La Société continue d'être ouverte à des possibilités d'acquisition à des fins de croissance rentable, en mettant l'accent sur les occasions d'acquisition de services publics réglementés de gaz naturel et d'électricité au Canada, aux Etats-Unis et dans les Caraïbes. Fortis sera aussi ouverte aux possibilités de croissance de ses activités non réglementées au soutien de sa stratégie de croissance des services publics réglementés.



FORTIS INC.

Etats financiers consolidés
Pour les trois mois et douze mois terminés les 31 décembre 2008 et 2007
(non vérifié)


Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux 31 décembre
(en millions de dollars canadiens)
2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 66 $ 58 $
Débiteurs 681 635
Charges payées d'avance 17 19
Actifs réglementaires 157 119
Stocks 229 207
------------------------------------------------------------------------
1 150 1 038

Charges reportées et autres actifs 279 179
Actifs réglementaires 203 193
Impôts futurs 54 37
Immobilisations de services publics 7 367 6 748
Biens productifs 541 519
Actifs incorporels, déduction faite de l'amortissement 9 15
Ecart d'acquisition 1 575 1 544
------------------------------------------------------------------------

11 178 $ 10 273 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme 410 $ 475 $
Créditeurs et charges à payer 874 793
Dividendes à verser 47 43
Impôts à payer 66 30
Passifs réglementaires 45 20
Versements pour la période au titre de la dette à long
terme et des obligations liées aux contrats de
location-acquisition 240 436
Impôts futurs 15 7
------------------------------------------------------------------------
1 697 1 804

Crédits reportés 277 261
Passifs réglementaires 401 372
Impôts futurs 61 55
Dette à long terme et obligations liées aux contrats
de location-acquisition 4 884 4 623
Part des actionnaires sans contrôle 145 115
Actions privilégiées 320 320
------------------------------------------------------------------------
7 785 7 550
------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires 2 449 2 126
Actions privilégiées 347 122
Surplus d'apport 9 6
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 6 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu (52) (88)
Bénéfices non répartis 634 551
------------------------------------------------------------------------
3 393 2 723
------------------------------------------------------------------------

11 178 $ 10 273 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)

Trimestres Exercices
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 182 $ 1 018 $ 3 903 $ 2 718 $
------------------------------------------------------------------------
Charges
Coût de l'approvisionnement
énergétique 685 558 2 112 1 287
Charges d'exploitation 208 191 743 617
Amortissement 93 78 348 273
------------------------------------------------------------------------
986 827 3 203 2 177
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 196 191 700 541
Frais financiers 93 93 363 299
Gain sur la vente de biens - (8) - (8)
------------------------------------------------------------------------
93 85 363 291
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices des sociétés et part des
actionnaires sans contrôle 103 106 337 250
Impôts sur les bénéfices des
sociétés 17 21 65 36
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part des
actionnaires sans contrôle 86 85 272 214
Part des actionnaires sans contrôle 5 4 13 15
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 81 81 259 199
Dividendes sur actions privilégiées 5 2 14 6
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 76 $ 79 $ 245 $ 193 $
------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire
De base 0,48 $ 0,51 $ 1,56 $ 1,40 $
Dilué 0,46 $ 0,49 $ 1,52 $ 1,32 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



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

Trimestres Exercices
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Solde au début de la période 602 $ 511 $ 551 $ 486 $

Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 76 79 245 193
------------------------------------------------------------------------
678 590 796 679

Dividendes sur actions ordinaires (44) (39) (162) (128)
------------------------------------------------------------------------

Solde à la fin de la période 634 $ 551 $ 634 $ 551 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Pour les périodes terminées les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens)
Trimestres Exercices
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 81 $ 81 $ 259 $ 199 $
------------------------------------------------------------------------

Gains (pertes) de change latent(e)s sur
investissements nets dans
des établissements étrangers autonomes 80 - 115 (70)
(Pertes) gains sur couvertures
d'investissements nets dans
des établissements étrangers autonomes (64) 1 (92) 48
Recouvrement (charge) d'impôts sur les
bénéfices des sociétés 9 (1) 13 (9)
------------------------------------------------------------------------
Variation des gains (pertes) de change
latent(e)s, déduction faite des
activités de couverture et des impôts 25 - 36 (31)
------------------------------------------------------------------------

Résultat étendu 106 $ 81 $ 295 $ 168 $
------------------------------------------------------------------------



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

Trimestres Exercices
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net 81 $ 81 $ 259 $ 199 $
Eléments sans effet sur la trésorerie
Amortissement - immobilisations de
services publics et biens productifs 91 73 339 261
Amortissement - actifs incorporels
et autres 2 5 9 12
Impôts futurs (3) (2) 14 -
Part des actionnaires sans contrôle 5 4 13 15
Dépréciation des coûts reportés du
combustible - Belize Electricity - - 18 -
Gain sur la vente de biens - (8) - (8)
Divers (1) (11) (7) -
Variation des actifs et des passifs
réglementaires à long terme (20) 1 (23) 11
------------------------------------------------------------------------
155 143 622 490
Variation du fonds de roulement lié à
l'exploitation hors trésorerie 59 9 41 (117)
------------------------------------------------------------------------
214 152 663 373
------------------------------------------------------------------------

Activités d'investissement
Variation des charges reportées, des
autres actifs et des crédits reportés 1 2 (31) (4)
Dépenses en immobilisations de
services publics (278) (252) (890) (790)
Apports sous forme d'aide à la
construction 25 18 85 73
Dépenses en immobilisations de biens
productifs (3) (3) (14) (13)
Produit de la vente d'immobilisations - 1 18 4
Acquisitions d'entreprises, déduction
faite de l'encaisse acquise (22) - (22) (1 303)
------------------------------------------------------------------------
(277) (234) (854) (2 033)
------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts à court terme (33) 74 (69) 103
Produit tiré de la dette à long terme,
déduction faite des frais d'émission 3 264 662 797
Remboursement de la dette à long terme
et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition (211) (315) (431) (363)
Emprunts (remboursements), montant net,
sur les facilités de crédit
consenties 65 104 (309) 25
Avances (à des actionnaires)
d'actionnaires sans contrôle (1) - 3 (3)
Emission d'actions ordinaires,
déduction faite des frais 292 5 308 1 267
Emission d'actions privilégiées,
déduction faite des frais - - 223 -
Dividendes
Actions ordinaires (44) (39) (162) (128)
Actions privilégiées (5) (2) (14) (6)
Dividendes de filiales versés aux
Actionnaires sans contrôle (8) (2) (15) (12)
------------------------------------------------------------------------
58 89 196 1 680
------------------------------------------------------------------------
Incidence de la variation des taux de
change sur la trésorerie
et les équivalents de trésorerie 3 - 3 (3)
------------------------------------------------------------------------

Variation de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie (2) 7 8 17

Trésorerie et équivalents de trésorerie
au début de la période 68 51 58 41
------------------------------------------------------------------------

Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période 66 $ 58 $ 66 $ 58 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



INFORMATION SECTORIELLE (non vérifié)
L'information par secteur isolable s'établit comme suit :

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Services
Publics
de gaz Services publics d'électricité
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre
terminé le Sociétés Total
31 décembre Terasen Elec- Elec-
2008 Gas Fortis Fortis NF Autres tricité tricité
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada Canada Caraïbes
(1) (2)
Produits
d'exploitation 606 78 66 139 65 348 159
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 418 - 23 94 44 161 109
Charges
d'exploitation 71 34 18 12 7 71 20
Amortissement 24 22 9 12 5 48 13
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 93 22 16 21 9 68 17
Frais financiers 33 12 7 8 5 32 5
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 13 (1) 2 4 1 6 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 1 - 1 3
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 47 11 7 8 3 29 8
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions
ordinaires 47 11 7 8 3 29 8
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 903 227 221 - 63 511 161
Actifs
identifiables 3 721 1 574 990 1 001 520 4 085 867
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 624 1 801 1 211 1 001 583 4 596 1 028
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
Immobili-
sations,
montant brut 68 80 36 20 18 154 45
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre
terminé le
31 décembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 548 68 61 132 66 327 76
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 367 - 19 88 43 150 42
Charges
d'exploitation 66 32 20 14 8 74 10
Amortissement 24 19 7 9 5 40 7
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 91 17 15 21 10 63 17
Frais financiers 33 10 7 8 4 29 4
Gain sur la vente
de biens (8) - - - - - -
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 14 1 1 3 3 8 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'acquisition 907 227 221 - 63 511 126
Actifs
identifiables 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
immobilisations,
montant brut 56 80 39 19 11 149 36
--------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre
terminé le Siège
31 décembre social Eliminations
2008 Fortis Fortis et inter- Données
(en millions $) Generation Properties autres sectorielles consolidées
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 20 52 7 (10) 1 182
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 1 - - (4) 685
Charges
d'exploitation 3 36 8 (1) 208
Amortissement 2 4 2 - 93
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 14 12 (3) (5) 196
Frais financiers 2 6 20 (5) 93
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 3 2 (8) - 17
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 8 4 (15) - 81
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable aux
actions ordinaires 8 4 (20) - 76
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 575
Actifs
identifiables 285 559 126 (40) 9 603
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 285 559 126 (40) 11 178
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 6 3 5 - 281
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé le
31 décembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 19 50 6 (8) 1 018
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 2 - - (3) 558
Charges
d'exploitation 3 34 5 (1) 191
Amortissement 2 4 1 - 78
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 12 12 - (4) 191
Frais financiers 3 6 22 (4) 93
Gain sur la vente
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'acquisition - - - - 1 544
Actifs identifiables 235 535 108 (19) 8 729
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235 535 108 (19) 10 273
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 7 3 4 - 255
--------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.

(2) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities, et Fortis Turks and
Caicos. Les résultats de 2008 comprennent deux mois additionnels de
Contribution au bénéfice de Caribbean Utilities en raison de la
modification de la date de fin d'exercice de ce service public



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Services
Publics
de gaz Services publics d'électricité
--------------------------------------------------------------------------
Exercice
terminé le Sociétés Total
31 décembre Terasen Elec- Elec-
2008 Gas Fortis Fortis NF Autres tricité tricité
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada Canada Caraïbes
(1) (2) (3)
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 902 300 237 517 262 1 316 408
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 1 268 - 68 337 177 582 273
Charges
d'exploitation 253 130 67 50 28 275 55
Amortissement 97 85 34 45 18 182 36
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 284 85 68 85 39 277 44
Frais financiers 129 42 28 33 18 121 16
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 37 (3) 6 19 7 29 2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 1 - 1 9
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 118 46 34 32 14 126 17
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 118 46 34 32 14 126 17
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 903 227 221 - 63 511 161
Actifs
identifiables 3 721 1 574 990 1 001 520 4 085 867
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 4 624 1 801 1 211 1 001 583 4 596 1 028
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 220 302 117 67 46 532 110
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Exercice
terminé
le 31
décembre
2007
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 905 270 229 491 263 1 253 307
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 559 - 67 327 174 568 169
Charges
d'exploitation 150 122 69 53 29 273 49
Amortissement 58 75 31 34 17 157 28
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 138 73 62 77 43 255 61
Frais financiers 80 36 26 34 17 113 15
Gain sur la vente
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)
applicable
aux actions
ordinaires 50 48 31 30 16 125 31
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 907 227 221 - 63 511 126
Actifs
identifiables 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
immobilisations,
montant brut 120 285 147 72 38 542 106
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Exercice
terminé le Siège
31 décembre social Eliminations
2008 Fortis Fortis et inter- Données
(en millions $) Generation Properties autres sectorielles consolidées
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 82 207 26 (38) 3 903
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 7 - - (18) 2 112
Charges
d'exploitation 14 135 16 (5) 743
Amortissement 10 15 8 - 348
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 51 57 2 (15) 700
Frais financiers 8 24 80 (15) 363
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 10 10 (23) - 65
Part des
actionnaires
sans contrôle 3 - - - 13
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 30 23 (55) - 259
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 14 - 14
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 30 23 (69) - 245
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 1 575
Actifs
identifiables 285 559 126 (40) 9 603
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 285 559 126 (40) 11 178
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 19 14 9 - 904
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Exercice terminé
Le 31 décembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 75 191 22 (35) 2 718
Coûts de
l'approvisi-
onnement
énergétique 8 - - (17) 1 287
Charges
d'exploitation 14 123 13 (5) 617
Amortissement 10 14 6 - 273
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 43 54 3 (13) 541
Frais financiers 10 24 70 (13) 299
Gain sur la
vente 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)
applicable
aux actions
ordinaires 24 24 (61) - 193
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 544
Actifs identifiables 235 535 108 (19) 8 729
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235 535 108 (19) 10 273
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 17 13 5 - 803
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

(1) Les sociétés Terasen Gas ont été acquises le 17 mai 2007.

(2) Comprend Maritime Electric et FortisOntario

(3) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities, et Fortis Turks and
Caicos. Les résultats de 2008 comprennent deux mois additionnels de
Contribution au bénéfice de Caribbean Utilities en raison de la
modification de la date de fin d'exercice de ce service public


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



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9th Floor, 100 University Avenue
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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/fortisinc


Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2007, sont disponibles sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com et sur le site Web de la Société à l'adresse www.fortisinc.com.

Renseignements

  • Fortis Inc.
    Barry V. Perry
    Vice-président, Finances et directeur des finances
    709-737-2822