Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

27 nov. 2007 20h09 HE

Fortis enregistre un bénéfice de 30,8 millions $ au troisième trimestre

ST. JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 27 nov. 2007) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a réalisé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 30,8 millions $, ou 0,20 $ l'action ordinaire, au troisième trimestre de 2007 en comparaison d'un bénéfice de 38,8 millions $, ou 0,37 $ l'action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le cumul du bénéfice attribuable aux actions ordinaires pour l'exercice à ce jour s'est établi à 113,8 millions $, ou 0,86 $ l'action ordinaire, en regard de 113,3 millions $, ou 1,09 $ l'action ordinaire, à la période correspondante de l'exercice précédent.

L'acquisition de Terasen Inc. ("Terasen") par Fortis le 17 mai 2007 pour une contrepartie de 3,7 milliards $, y compris la prise en charge de la dette de 2,4 milliards $, a eu une incidence sur les résultats du trimestre et de l'exercice à ce jour. Terasen possède et exploite une entreprise de distribution de gaz naturel avec ses filiales Terasen Gas Inc., Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. et Terasen Gas (Whistler) Inc., collectivement appelées "Terasen Gas". Terasen Gas compte plus de 900 000 clients, soit environ 95 % des consommateurs de gaz naturel de Colombie-Britannique.

Le 17 mai 2007, Fortis a effectué une émission d'actions ordinaires de 1,15 milliard $, dont le produit net représente environ 88 % des fonds nécessaires pour conclure l'acquisition de Terasen. Terasen Gas a constaté une perte nette de 3,7 millions $ pour le troisième trimestre. L'émission d'actions ordinaires, combinée avec le caractère saisonnier des bénéfices de Terasen Gas, a entraîné une dilution des résultats par action ordinaire au troisième trimestre de 2007.

"L'intégration de Terasen au sein du Groupe de sociétés de Fortis se déroule comme prévu, précise Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc. En raison de la saisonnalité de ses activités, la quasi-totalité du bénéfice de Terasen Gas est générée aux premier et quatrième trimestres. Nous prévoyons que l'acquisition de Terasen sera rentable dès le premier exercice complet."

FortisAlberta, Fortis Turks and Caicos et Fortis Properties ont contribué à la hausse du bénéfice, laquelle a été largement contrebalancée au cours du trimestre par l'augmentation des frais financiers liés aux acquisitions, une perte de Terasen Gas due au caractère saisonnier de ses activités et une production hydroélectrique non réglementée plus faible.

Les services publics réglementés canadiens ont affiché un bénéfice de 28,0 millions $, en hausse de 2,7 millions $ par rapport au bénéfice enregistré au troisième trimestre de l'exercice précédent. Cette augmentation découle de la croissance de la clientèle et de l'augmentation des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés de FortisAlberta.

Les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont dégagé un bénéfice de 9,8 millions $, une progression de 2,1 millions $ comparativement au troisième trimestre de l'exercice précédent. Cette amélioration reflète principalement les contributions de Fortis Turks and Caicos et la hausse de 54 % de la participation dans les services publics aux Caraïbes, contrebalancée en partie par les charges plus élevées de Belize Electricity.

L'apport au bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation s'est établi à 5,0 millions $, contre 7,8 millions $ au troisième trimestre de l'exercice précédent. Ces résultats ont souffert de la diminution de la production hydroélectrique en raison principalement des faibles précipitations au Belize et dans le nord de l'Etat de New York.

Le bénéfice de Fortis Properties a atteint à 8,0 millions $, en hausse de 1,7 million $ par rapport au troisième trimestre de l'exercice précédent. Cette hausse provient surtout des activités hôtelières accrues dans l'Ouest canadien.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont élevées à 16,3 millions $, contre 8,3 millions $ pour le troisième trimestre de l'exercice précédent. Cette hausse est imputable aux frais financiers liés à l'acquisition de Terasen.

"La confiance des investisseurs en notre stratégie de croissance rentable a permis à Fortis et à ses filiales de réunir plus de 2 milliards $ en capitaux propres attribuables aux actions ordinaires et en financement de la dette à long terme depuis le début de l'exercice", mentionne M. Marshall.

Les dépenses en immobilisations de services publics, avant les apports de la clientèle, se sont établies à environ 539 millions $ depuis le début de l'exercice 2007 et devraient atteindre environ 770 millions $ pour l'exercice, y compris des dépenses en immobilisations prévues d'environ 140 millions $ liées à Terasen Gas et engagées depuis la date de son acquisition.

"Les programmes de dépenses en immobilisations de nos services publics pour 2008 s'élèvent à environ 900 millions $ sur une base consolidée, ajoute M. Marshall. La majorité de ces immobilisations se retrouveront dans la région à croissance élevée de l'Ouest canadien, afin de répondre à la demande en énergie accrue et d'améliorer la fiabilité du gaz et de l'électricité que nous fournissons à nos clients."

Fortis Inc.

Rapport de gestion intermédiaire

Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007

Le 27 novembre 2007

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

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

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

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

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

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

ACQUISITION D'ENTREPRISE

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

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

FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris les bénéfices sectoriels pour les trois mois et neuf mois terminés les 30 septembre 2007 et 2006 sont présentés dans le tableau suivant. Ce tableau est suivi d'une analyse des résultats financiers des secteurs de la Société.



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Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
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(En millions $,
sauf le résultat
par action
ordinaire et
le nombre
d'actions
ordinaires en
circulation) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Produits et
quote-part du
bénéfice d'un
placement 651,0 341,9 309,1 1 699,9 1 078,6 621,3
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Flux de
trésorerie
d'exploitation 59,0 96,5 (37,5) 220,8 203,7 17,1
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Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 30,8 38,8 (8,0) 113,8 113,3 0,5
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Résultat de
base par
action
ordinaire ($) 0,20 0,37 (0,17) 0,86 1,09 (0,23)
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Résultat
dilué par
action
ordinaire ($) 0,20 0,36 (0,16) 0,79 1,05 (0,26)
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Nombre moyen
pondéré
d'actions
ordinaires en
circulation
(en millions) 154,5 103,6 50,9 131,6 103,5 28,1
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Bénéfice net sectoriel
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Trois mois Neuf mois
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2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Services publics
réglementés de
gaz au Canada
--------------------------------------------------------------------------
Terasen Gas(1) (3,7) - (3,7) (2,1) - (2,1)
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Services publics
réglementés
d'électricité
au Canada
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FortisAlberta 14,7 12,3 2,4 42,1 33,1 9,0
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FortisBC(2) 6,2 5,7 0,5 24,4 21,0 3,4
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Newfoundland
Power 2,7 2,6 0,1 21,2 21,3 (0,1)
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Autres services
au Canada(3) 4,4 4,7 (0,3) 12,3 10,5 1,8
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28,0 25,3 2,7 100,0 85,9 14,1
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Services publics
réglementés
d'électricité
dans les
Caraïbes(4) 9,8 7,7 2,1 21,5 15,2 6,3
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Activités non
réglementées -
Fortis
Generation(5) 5,0 7,8 (2,8) 17,2 19,9 (2,7)
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Activités non
réglementées -
Fortis
Properties 8,0 6,3 1,7 15,8 15,9 (0,1)
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Siège social
et autres(6) (16,3) (8,3) (8,0) (38,6) (23,6) (15,0)
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Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 30,8 38,8 (8,0) 113,8 113,3 0,5
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1) Comprend les activités des entreprises de distribution de gaz naturel de
Terasen exercées par TGI, TGVI et TGWI, collectivement appelées Terasen
Gas. Les résultats financiers de Terasen Gas sont compris à compter de
la date de l'acquisition, soit le 17 mai 2007.
2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, de maintenance et de gestion non réglementés liés aux
centrales hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que
le réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire.
Comprend aussi l'ancienne société Princeton Light and Power Company,
Limited ("PLP"), mais exclut les activités de production non réglementée
de la société en commandite en propriété exclusive de FortisBC Inc.,
Walden Power Partnership. Avec prise d'effet le 1er janvier 2007, PLP
a été fusionnée à FortisBC Inc. dans le cadre d'une restructuration
interne.
3) Comprend Maritime Electric à l'Ile-du-Prince-Edouard et FortisOntario.
FortisOntario est composée de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara
Limitée et de Cornwall Electric.
4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis a une participation
conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans laquelle
Fortis a une participation conférant le contrôle d'environ 54 % et
Fortis Turks and Caicos détenue à 100 %, dont l'acquisition a été faite
le 28 août 2006. Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation
additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient
maintenant environ 54 % de la société. Le bilan de Caribbean Utilities
au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre
2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états
financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois. En
2006, l'état des résultats de Fortis tenait compte de la participation
d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant
comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux
mois.
5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementée au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en Colombie-
Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.
6) Comprend le montant net des charges du siège social et, à compter du 17
mai 2007, les charges liées aux activités non réglementées de Terasen et
la participation de 30 % de Terasen dans CWP.
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SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Terasen Gas

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Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées le 30 septembre
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Trois mois Neuf mois(1)
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Volumes de gaz (TJ) 31 441 45 185
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(en millions $)
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Produits 227,3 356,9
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Coûts d'approvisionnement énergétique 118,5 191,4
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Charges d'exploitation 56,3 84,0
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Amortissement 23,6 35,2
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Frais financiers 32,2 47,4
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Impôts sur les bénéfices des sociétés 0,4 1,0
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Bénéfice (3,7) (2,1)
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(1) Données pour la période du 17 mai 2007, date de l'acquisition, au 30
septembre 2007
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Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de Terasen Gas en acquérant toutes les actions émises et en circulation de Terasen. Terasen Gas, qui englobe TGI, TGVI et TGWI, est le principal distributeur de gaz naturel de Colombie-Britannique et compte plus de 900 000 clients, soit environ 95 % des consommateurs de gaz naturel de cette province. TGI offre des services de distribution de gaz dans une région qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique. TGVI possède un réseau intégré de distribution et de transport de gaz servant ses clients de la Sunshine Coast et diverses localités sur l'île de Vancouver, y compris Victoria et ses environs. TGWI offre des services de distribution de gaz propane à environ 2 400 clients dans la région de Whistler.

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

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

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

Bénéfice : Terasen Gas a dégagé une perte de 3,7 millions $ pour les trois mois et de 2,1 millions $ pour les neuf mois. Le caractère saisonnier des activités de Terasen Gas a une incidence importante sur son bénéfice. Terasen Gas génère la quasi-totalité de son bénéfice annuel aux premier et quatrième trimestres. Le rendement pour le trimestre est similaire aux rendements affichés par Terasen Gas aux troisièmes trimestres précédents.

En raison des mécanismes de report réglementaire approuvés par la BCUC, les variations des niveaux de consommation et le coût du gaz naturel n'ont pas d'incidence importante sur le bénéfice de Terasen Gas. Ces mécanismes servent à accumuler les incidences sur la marge que peuvent avoir les écarts entre la consommation réelle des clients des secteurs résidentiel et commercial et leur consommation prévue, ainsi que les écarts entre les coûts réels et les coûts prévus du gaz naturel récupérés à même les tarifs de base.

Volumes de gaz : Les volumes de gaz se sont établis à 31 441 TJ contre 32 812 pour le même trimestre de l'exercice précédent, soit une baisse de 4,2 %. Pour les neuf mois, les volumes de gaz ont atteint 45 185 TJ. Ce recul des volumes de gaz par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent est imputable à la baisse de 10,2 % des activités de transport de gaz, compensée en partie par la hausse de 4,8 % du volume de gaz vendu, principalement occasionnée par une plus grande consommation en raison des températures plus froides que la normale. La baisse des activités de transport de gaz, attribuable à une demande moindre de la part d'un client important qui a conclu un contrat à prix fixe, n'a pas eu une incidence notable sur les produits.

Par suite de l'acquisition de Terasen et des discussions avec la direction, Standard & Poor's ("S&P") a haussé les notes non sollicitées attribuées au crédit à long terme et à la dette de premier rang non garantie de TGI, les faisant passer, le 19 juin 2007, de "BBB" à "A". Cette amélioration reflète le point de vue de S&P selon lequel le voile réglementaire entre TGI et Terasen est suffisant pour évaluer le crédit de TGI de manière isolée et est conforme aux notes de crédit sollicitées de Terasen par DBRS et Moody's Investors Service.

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA




FortisAlberta

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FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
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2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Livraisons
d'énergie
(GWh) 3 781 3 658 123 11 376 10 950 426
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(en millions $)
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Produits 69,7 64,6 5,1 201,7 185,0 16,7
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Charges
d'exploitation 30,8 28,8 2,0 90,2 84,4 5,8
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Amortissement 19,1 17,0 2,1 55,7 51,2 4,5
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Frais financiers 9,0 7,7 1,3 26,4 22,0 4,4
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Recouvrement
d'impôts sur
les bénéfices
des sociétés (3,9) (1,2) (2,7) (12,7) (5,7) (7,0)
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Bénéfice 14,7 12,3 2,4 42,1 33,1 9,0
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Réglementation : Le 29 juin 2006, FortisAlberta a reçu de l'Alberta Energy and Utilities Board ("AEUB") l'approbation de l'Accord de règlement négocié pour 2006-2007, associé à la Demande de tarif d'accès de distribution pour 2006-2007 présentée par la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006-2007 approuvé par l'AEUB prévoyait une augmentation du tarif de distribution de 0,7 % à partir du 1er janvier 2007.

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

En juin 2007, FortisAlberta a obtenu l'approbation de l'AEUB lui permettant de vendre les montants figurant dans son compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO") annuel. Le 26 septembre 2007, FortisAlberta a accepté de vendre une partie de son compte de report des charges de l'AESO d'un montant de 28,0 millions $ à La Banque de Nouvelle-Ecosse pour une contrepartie en espèces d'environ 26,8 millions $ et une créance d'environ 1,2 million $, exigible le 15 février 2009.

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

Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta a été plus élevé de 2,4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 9,0 millions $ pour les neuf mois comparativement à la même période de l'exercice précédent. La hausse était en grande partie imputable à la progression des produits et des recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés, et a été partiellement contrebalancée par l'augmentation des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie ont augmenté de 123 gigawattheures ("GWh") ou 3,4 % pour les trois mois, par rapport à la même période de l'exercice précédent, et de 426 GWh, ou 3,9 %, pour les neuf mois en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la demande en énergie accrue découlant de la croissance de la clientèle.

Produits : Les produits ont été en hausse de 5,1 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse a été attribuable à l'incidence combinée de 2,4 millions $ au titre de la croissance de la clientèle et de l'augmentation de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients à partir du 1er janvier 2007, et de la hausse de 1,3 million $ au titre des écarts découlant de l'effet de divers produits de distribution reportés et de l'augmentation des produits divers de 1,4 million $.

Les produits ont été en hausse de 16,7 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse a été attribuable à l'incidence combinée de 8,1 millions $ au titre de la croissance de la clientèle et de l'augmentation de 0,7 % des tarifs de distribution facturés aux clients depuis le 1er janvier 2007, de l'augmentation de 4,1 millions $ au titre des écarts découlant de l'effet de divers produits de distribution reportés, de la progression de 1,1 million $ au titre des produits tirés des redevances de franchises, de la montée de 1,0 million $ des produits de distribution nets tirés principalement de l'accroissement des livraisons d'énergie, du nombre de clients et des ajustements apportés à la facturation reportée de l'AESO, et de la hausse d'autres produits divers de 2,4 millions $. La progression des produits divers pour les trois mois et neuf mois a été surtout attribuable aux pénalités pour résiliation anticipée des services de distribution, à l'augmentation de l'impartition des services et aux intérêts créditeurs gagnés sur les comptes de report des charges de l'AESO.

Charges : Les charges d'exploitation ont augmenté de 2,0 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de la hausse des coûts de main-d'oeuvre, des avantages sociaux et des coûts de la main-d'oeuvre contractuelle, en partie contrebalancée par la baisse des frais généraux et la hausse des montants imputés aux projets d'immobilisations. Les charges d'exploitation ont augmenté de 5,8 millions $ pour les neuf mois par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, sous l'effet surtout de l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre, des avantages sociaux, des coûts de la main-d'oeuvre contractuelle et des frais généraux, en partie contrebalancée par la hausse des montants imputés aux projets d'immobilisations.

La dotation aux amortissements a augmenté de 2,1 millions $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent et de 4,5 millions $ pour les neuf mois par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette hausse tient compte principalement de l'augmentation des immobilisations attribuable à une charge accrue ainsi qu'aux mises à niveau et au remplacement des actifs dans le territoire couvert par la Société.

Les frais financiers ont été supérieurs de 1,3 million $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, et de 4,4 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des emprunts en vue de financer les dépenses en immobilisations. Le 3 janvier 2007, FortisAlberta a clôturé un placement de débentures non garanties de premier rang à 4,99 % de 110 millions $, venant à échéance le 3 janvier 2047. Le produit net tiré de l'émission de débentures a essentiellement servi au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, contractés essentiellement pour financer les dépenses en immobilisations.

Le recouvrement des impôts sur les bénéfices des sociétés a augmenté de 2,7 millions $ pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 7,0 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison principalement de la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en excédent des montants utilisés aux fins comptables en 2007 par rapport à 2006. Un recouvrement d'impôts sur les bénéfices futurs a été constaté pour le trimestre et les neuf mois, en raison de la réduction des montants des reports de l'AESO qui sont utilisés pour calculer les impôts sur les bénéfices des sociétés futurs.



FortisBC
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Fortis BC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
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2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Ventes
d'électricité
(GWh) 703 694 9 2 252 2 196 56
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(en millions $)
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Produits 52,4 48,7 3,7 167,6 157,3 10,3
--------------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 14,2 14,3 (0,1) 47,5 47,4 0,1
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 15,9 14,8 1,1 48,8 46,2 2,6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 7,7 6,7 1,0 23,2 20,4 2,8
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6,9 6,1 0,8 19,1 17,4 1,7
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés 1,5 1,1 0,4 4,6 4,9 (0,3)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6,2 5,7 0,5 24,4 21,0 3,4
--------------------------------------------------------------------------
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Réglementation : Le RCP autorisé de FortisBC pour 2007 a été porté à 8,77 % par rapport à 9,20 % pour 2006, compte tenu du rendement moindre des obligations à long terme du Canada entrant dans la formule d'ajustement automatique utilisée pour calculer le RCP autorisé de la Société.

Le 20 décembre 2006, la BCUC a approuvé une augmentation de 1,2 % des tarifs facturés à la clientèle avec prise d'effet le 1er janvier 2007. Le 9 mars 2007, la BCUC a émis une ordonnance modifiant le traitement des frais financiers liés aux importants projets en immobilisations au cours de la période de construction. Cette décision a permis une augmentation additionnelle effective de 2,1 % s'ajoutant à la hausse initiale de 1,2 % des tarifs facturés à la clientèle pour 2007. Comme l'exige la BCUC, l'application de la hausse de 2,1 % des tarifs a pris effet le 1er avril 2007. L'incidence de l'augmentation des tarifs d'électricité pour la période du 1er janvier 2007 au 31 mars 2007 sera recouvrée à même les tarifs facturés aux clients en 2008. Le montant à récupérer a été cumulé au cours du premier trimestre de 2007.

Le 1er octobre 2007, FortisBC a déposé sa demande préliminaire de besoins de revenus pour 2008, dans laquelle elle sollicite une hausse de 4,0 % des tarifs d'électricité facturés aux clients à compter du 1er janvier 2008. L'augmentation des tarifs proposée découle principalement du programme d'immobilisations de la Société et de la hausse des coûts d'achat d'électricité attribuable à la croissance soutenue de la clientèle et de la demande en électricité.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC s'est accru de 0,5 million $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, en raison des tarifs et des ventes d'électricité plus élevés, cette hausse étant en partie contrebalancée par l'augmentation des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers. Le bénéfice a augmenté de 3,4 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la hausse des tarifs d'électricité, de l'accroissement des ventes d'électricité et de la diminution des impôts sur les bénéfices des sociétés, partiellement contrebalancés par la hausse des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 9 GWh, ou 1,3 %, pour le trimestre en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 56 GWh, ou 2,6 % pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'accroissement des ventes d'électricité a été principalement attribuable à une réduction des pertes estimatives du réseau électrique et à la croissance continue de la clientèle dans la région de l'Okanagan. Au cours du premier trimestre de 2007, une analyse des pertes du réseau électrique a permis de réduire les pertes estimatives du réseau à partir du 1er janvier 2007. La réduction des pertes du réseau reflète les améliorations de l'efficience créées par le programme d'investissement continu de la Société qui vise la mise à niveau et le remplacement des systèmes de production et des réseaux de transport et de distribution, de même que le raffinement du processus d'estimation des pertes du réseau.

Produits : Les produits ont progressé de 3,7 millions $ pour le trimestre, en hausse par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, et de 10,3 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des produits a été principalement attribuable à l'effet de l'augmentation, au premier trimestre de 2007, de 3,3 % des tarifs d'électricité en vigueur le 1er janvier 2007, incluant l'augmentation de 2,1 % des tarifs d'électricité qui doit être recouvrée en 2008 auprès des clients; à la contribution plus élevée des services non réglementés d'exploitation, de maintenance et de gestion; à la croissance de la clientèle; à la diminution des ajustements aux incitatifs clients liés aux tarifs fondés sur le rendement et à l'accroissement de l'impartition.

Charges : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été comparables pour le trimestre et les neuf mois aux coûts des périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'effet de l'augmentation des volumes d'énergie électrique achetée a été en grande partie atténué par le recul des prix moyens pour l'achat d'électricité.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 1,1 million $ pour le trimestre en comparaison du même trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des charges d'exploitation, de maintenance et de gestion liées aux services non réglementés; cette hausse a été partiellement contrebalancée par des coûts indirects capitalisés supérieurs. Les charges d'exploitation ont progressé de 2,6 millions $ pour les neuf mois, en comparaison de la même période de l'exercice précédent, une progression qui s'explique par l'augmentation des charges d'exploitation découlant de l'accroissement des services d'exploitation, de maintenance et de gestion non réglementés, de la hausse des charges de maintenance et de la montée des impôts fonciers, contrebalancée en partie par la hausse des coûts indirects capitalisés et des droits d'usage de l'eau.

La dotation aux amortissements pour le trimestre a été supérieure de 1,0 million $ en regard du même trimestre de l'exercice précédent, et de 2,8 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison d'une augmentation des immobilisations de FortisBC résultant de son programme d'immobilisations.

Les frais financiers ont progressé de 0,8 million $ pour le trimestre, et de 1,7 million $ pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, ce qui s'explique par les emprunts plus élevés nécessaires au financement du programme d'immobilisations de la Société.

Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,90 % pour un montant global de 105 millions $. Ces débentures viennent à échéance le 4 juillet 2047. Le produit net tiré de l'émission de débentures a été principalement affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, contractés principalement pour financer les immobilisations.

Le 21 juin 2007, Moody's Investors Service a relevé la note de crédit de la dette de premier rang non garantie de FortisBC, la faisant passer de "Baa3, Perspective stable" à "Baa2, Perspective stable". Cette amélioration reflète les progrès réalisés par la Société à l'égard des questions liées à la solvabilité depuis sa première note de crédit en 2004.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont augmenté de 0,4 million $ par rapport au trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de l'augmentation du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et de la baisse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en comparaison des montants utilisés aux fins comptables. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont reculé de 0,3 million $ pour les neuf mois par rapport à la même période de l'exercice précédent, du fait de la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés en comparaison des montants utilisés aux fins comptables, hausse en partie atténuée par le bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés plus important.



Newfoundland Power

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Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(GWh) 874 871 3 3 709 3 642 67
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 88,9 78,5 10,4 358,0 307,6 50,4
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 58,8 47,7 11,1 238,8 188,0 50,8
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 11,7 12,1 (0,4) 38,5 39,2 (0,7)
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,4 6,5 (0,1) 25,2 24,2 1,0
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8,5 8,3 0,2 25,0 24,4 0,6
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 0,7 1,2 (0,5) 8,9 10,0 (1,1)
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,1 0,1 - 0,4 0,5 (0,1)
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Bénéfice 2,7 2,6 0,1 21,2 21,3 (0,1)
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Réglementation : Le RCP autorisé de Newfoundland Power pour 2007 a été réduit à 8,60 % par rapport à 9,24 % en 2006, compte tenu du rendement moindre des obligations à long terme du Canada entrant dans la formule d'ajustement automatique utilisée pour calculer le RCP autorisé.

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

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

La nouvelle structure tarifaire révisée de l'électricité achetée en 2007 se traduit en moyenne par la hausse du prix payé par la Société pour chaque kilowattheure ("kWh") d'électricité acheté pendant les mois d'hiver et par la baisse du prix moyen payé pour chaque kWh d'électricité acheté au cours des mois d'été comparativement à 2006. Cependant, Newfoundland Power comptabilise les coûts de l'énergie électrique achetée dans ses états des résultats selon le coût unitaire annuel prévu par kWh. Les variations de coût unitaire annuel prévu de l'énergie électrique achetée sont accumulées dans un compte de report approuvé par un organisme de réglementation.

Le 19 septembre 2007, le budget d'immobilisations de 2008 de Newfoundland Power totalisant 51 millions $ a été approuvé par le PUB, plus de la moitié de ce budget étant alloué au remplacement des composants désuets et endommagés du système électrique.

Le 11 octobre 2007, Newfoundland Power a déposé auprès du PUB une demande tarifaire générale révisée pour 2008, qui propose une augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, comparativement à la demande d'augmentation tarifaire moyenne originale de 5,3 %. La réduction du tarif demandé découle principalement des récentes négociations entre la Société et le défenseur du consommateur en présence du médiateur nommé par le PUB. Il a été convenu que la Société ne devrait pas apporter à cette date certaines modifications à ses méthodes de comptabilisation des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations, modifications proposées en mai 2007 dans la demande tarifaire originale. De plus, il a été convenu que le RCP autorisé de la Société pour 2008 serait de 8,95 %. La hausse tarifaire révisée s'explique en grande partie par l'augmentation de la dotation aux amortissements. La demande révisée de Newfoundland Power fait l'objet d'un examen approfondi du PUB et est assujettie à son approbation.

Bénéfice : Newfoundland Power a dégagé un bénéfice de 2,7 millions $ pour le trimestre et de 21,2 millions $ pour les neuf mois, ce qui est comparable au bénéfice enregistré pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent. La hausse des ventes d'électricité pour les neuf mois et la diminution des charges d'exploitation et du taux effectif d'imposition des sociétés ont été contrebalancées par la réduction du RCP autorisé pour 2007, l'augmentation de la dotation aux amortissements et l'accroissement des frais financiers.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont augmenté de 3 GWh, ou 0,3 %, pour le trimestre comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout de la croissance de la clientèle; cette hausse a été partiellement contrebalancée par la baisse de la consommation moyenne. Les ventes d'électricité ont grimpé de 67 GWh, ou 1,8 %, pour les neuf mois, en comparaison de la même période de l'exercice précédent, une augmentation qui s'explique par le nombre plus élevé de clients et par la consommation moyenne supérieure.

Produits : Les produits ont atteint 10,4 millions $ pour le trimestre, en hausse par rapport à la même période de l'exercice précédent, et ont augmenté de 50,4 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation a été occasionnée par le transfert des coûts d'achat d'électricité plus élevés de Newfoundland Hydro à partir du 1er janvier 2007 et par l'accroissement des ventes d'électricité, partiellement contrebalancés par la baisse des produits résultant d'un RCP autorisé moindre pour 2007.

Charges : Les coûts de l'approvisionnement énergétique ont été supérieurs de 11,1 millions $ pour le trimestre en regard du même trimestre de l'exercice précédent et de 50,8 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison du transfert des coûts d'achat d'électricité plus élevés de Newfoundland Hydro à compter du 1er janvier 2007 et de l'accroissement des ventes d'électricité.

Les charges d'exploitation pour le trimestre ont été inférieures de 0,4 million $ par rapport au même trimestre de l'exercice précédent et ont diminué de 0,7 million $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse découle principalement de la diminution des coûts du régime de retraite, reflétant le rendement amélioré des actifs du régime de retraite au 31 décembre 2006 et la fin, en mars 2007, de l'amortissement des charges de retraite associées au programme de retraite anticipée de 2005.

La dotation aux amortissements pour le trimestre a été comparable à celle du trimestre correspondant de l'exercice précédent et a augmenté de 1,0 million $ pour les neuf mois en regard de la période correspondante de l'exercice précédent, une augmentation principalement due aux investissements continus dans les immobilisations. La dotation aux amortissements continue aussi d'être répartie trimestriellement en fonction de la marge sur coûts variables.

Les frais financiers étaient plus élevés de 0,2 million $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent et de 0,6 million $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, ce qui s'explique surtout par les emprunts supplémentaires nécessaires au financement du programme d'immobilisations de la Société. Le 17 août 2007, Newfoundland Power a effectué une émission d'obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement à 5,901 % d'un montant de 70 millions $, venant à échéance en août 2037. Le produit net a été affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit existante, qui avaient été contractés en grande partie pour financer les immobilisations et pour les besoins généraux de la Société.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été plus bas de 0,5 million $ pour le trimestre, en comparaison du même trimestre de l'exercice précédent et de 1,1 million $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette diminution tient surtout à l'augmentation des déductions utilisées à des fins fiscales par rapport aux montants utilisés à des fins comptables, liées principalement au projet de remise en état de la centrale hydroélectrique Rattling Brook par la Société en 2007, ainsi qu'à l'incidence d'un recul du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés moindre.



Autres services publics d'électricité au Canada

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Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
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2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Ventes
d'électricité
(GWh)
--------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric 256 255 1 783 751 32
--------------------------------------------------------------------------
FortisOntario 281 296 (15) 872 882 (10)
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Total 537 551 (14) 1 655 1 633 22
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(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 63,0 64,2 (1,2) 198,0 189,4 8,6
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 40,7 41,9 (1,2) 132,1 127,9 4,2
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 7,0 6,7 0,3 21,0 20,4 0,6
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4,2 3,9 0,3 12,5 11,6 0,9
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Frais financiers 4,2 4,2 - 12,6 11,6 1,0
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Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 2,5 2,8 (0,3) 7,5 7,4 0,1
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Bénéfice 4,4 4,7 (0,3) 12,3 10,5 1,8
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(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
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Réglementation : En juin 2007, Maritime Electric a déposé son budget d'immobilisations de 2008, d'environ 18,6 millions $ avant les apports de la clientèle de 0,2 million $, auprès de la Island Regulatory Appeals Commission ("IRAC"). Le 18 octobre 2007, Maritime Electric a déposé une demande tarifaire auprès de l'IRAC aux fins de l'établissement des tarifs pour la période du 1er avril 2008 au 31 mars 2009. La Société propose une augmentation des tarifs de base d'électricité de 1,8 %, en plus d'une hausse des tarifs liés au transfert des coûts d'approvisionnement d'énergie plus élevés.

Avec prise d'effet le 1er mai 2007, la Commission de l'énergie de l'Ontario ("CEO") a approuvé les tarifs de distribution d'électricité associés aux opérations de FortisOntario à Fort Erie, à Port Colborne et à Gananoque. Les tarifs imposés se sont en fait traduits par l'augmentation des tarifs de distribution de base dans chacune de ces trois régions de 0,9 % en moyenne. Les tarifs de distribution établis au moyen du mécanisme incitatif des tarifs prescrit par la CEO comportent une hausse de 1,9 % pour tenir compte de l'inflation et une baisse de 1,0 % en raison d'un ajustement de productivité. En juillet 2007, la CEO a publié la décision et l'ordonnance approuvant la récupération, à même les tarifs facturés à la clientèle, telle qu'elle a été sollicitée par la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée, d'environ 2 millions $ de coûts extraordinaires engagés par suite de la tempête de neige survenue en octobre 2006. Les coûts extraordinaires, qui avaient été reportés antérieurement, sont essentiellement recouvrés sur une période de deux ans commençant en septembre 2007.

Bénéfice : Le bénéfice tiré des autres services publics du Canada pour le trimestre considéré a légèrement reculé de 4,4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements a été partiellement contrebalancée par la baisse du taux effectif d'imposition des sociétés. Le bénéfice a progressé de 1,8 million $ pour les neuf mois en regard de la même période de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse de 3,35 % des tarifs de base d'électricité de Maritime Electric en vigueur depuis le 1er juillet 2006, de la hausse, en mai 2006 et en mai 2007, des tarifs de distribution d'électricité de FortisOntario, de l'accroissement des ventes d'électricité et d'un taux effectif d'imposition des sociétés moins élevé, facteurs qui ont été partiellement contrebalancés par une hausse des charges d'exploitation, des frais financiers et de la dotation aux amortissements.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont diminué de 14 GWh, ou 2,5 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, une baisse qui s'explique par le fait que les ventes de FortisOntario ont reculé, la consommation ayant reculé en raison des températures plus clémentes, de la perte d'un client important et de l'incidence de l'interruption temporaire des activités d'un autre client. Les ventes d'électricité ont augmenté de 22 GWh, ou 1,3 %, pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, stimulées par une consommation accrue découlant des températures plus basses que la normale enregistrées à l'Ile-du-Prince-Edouard; cette augmentation a été en partie contrebalancée par la baisse des ventes de FortisOntario attribuable aux facteurs susmentionnés pour le trimestre.

Produits : Les produits ont reculé de 1,2 million $ pour le trimestre comparativement au même trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse des ventes d'électricité, et progressé de 8,6 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison d'une hausse de l'ensemble des ventes d'électricité, de l'augmentation de 3,35 % des tarifs d'électricité de base de Maritime Electric, en vigueur depuis le 1er juillet 2006, des hausses des tarifs d'électricité de FortisOntario de mai 2006 et de mai 2007, partiellement contrebalancés par la baisse des autres produits de FortisOntario.

Charges : Les coûts de l'approvisionnement énergétique ont baissé de 1,2 million $ pour le trimestre en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison du recul des ventes d'électricité, et chuté de 4,2 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, compte tenu de l'accroissement de l'ensemble des ventes d'électricité et de l'augmentation des prix de l'énergie sur le marché payés par FortisOntario.

Les charges d'exploitation ont légèrement progressé par rapport à celles du trimestre de l'exercice précédent et ont augmenté de 0,6 million $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation pour les neuf mois tient compte de la hausse des frais d'assurance, des coûts liés à l'observation des règlements et des frais juridiques.

La dotation aux amortissements a progressé de 0,3 million $ pour le trimestre et de 0,9 million $ pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, une hausse attribuable surtout à l'investissement continu dans les immobilisations.

Les frais financiers ont grimpé de 1,0 million $ pour les neuf mois en regard de la période correspondante de l'exercice précédent, du fait des emprunts associés aux immobilisations et aux programmes d'exploitation de Maritime Electric, ainsi que pour financer les coûts d'approvisionnement énergétique plus élevés.

Le taux d'imposition effectif de la Société était de 36,2 % pour le troisième trimestre, contre 37,3 % pour le même trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des déductions utilisées aux fins de l'impôt sur les bénéfices des sociétés par rapport aux déductions utilisées à des fins comptables. Pour les neuf mois, le taux d'imposition effectif de la Société était de 37,9 % comparativement à 41,3 % pour la période correspondante de l'exercice précédent. Au cours du deuxième trimestre de 2006, FortisOntario a comptabilisé une charge d'impôts futurs en raison de la réduction des soldes d'actif d'impôt futur découlant de l'application des baisses annoncées du taux fédéral d'imposition, qui s'est traduite par un taux d'imposition effectif plus élevé pour les neuf mois correspondants de l'exercice précédent.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES

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Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Cours du change
moyen entre
le dollar
américain et
le dollar
canadien(2) 1,04 1,12 (0,08) 1,10 1,14 (0,04)
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(GWh)
--------------------------------------------------------------------------
Belize
Electricity 101 96 5 287 269 18
--------------------------------------------------------------------------
Caribbean
Utilities 142 131 11 387 351 36
--------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks
and Caicos 40 33 7 108 89 19
--------------------------------------------------------------------------
Total 283 260 23 782 709 73
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 79,6 26,6(3) 53,0 231,0 69,4(3) 161,6
--------------------------------------------------------------------------
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - 3,2 (3,2) - 6,9 (6,9)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 42,7 15,0 27,7 127,4 40,1 87,3
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 10,6 3,0 7,6 38,8 8,4 30,4
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,8 1,7 5,1 21,0 4,5 16,5
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 3,9 0,4 3,5 11,4 3,7 7,7
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 0,4 0,4 - 1,2 1,1 0,1
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 5,4 1,6 3,8 9,7 3,3 6,4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 9,8 7,7 2,1 21,5 15,2 6,3
--------------------------------------------------------------------------
(1)Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle de 70,1 %; Caribbean Utilities, dans
laquelle Fortis détient une participation conférant le contrôle
d'environ 54 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and
Caicos.
(2)La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change comparé au dollar
américain s'établit à 2 $ BZ pour 1 $ US. La monnaie de présentation des
états financiers de Caribbean Utilities est le dollar des îles Caïmans
($ CI) dont le taux de change comparé au dollar américain s'établit à
0,84 $ CI pour 1 $ US. La monnaie de présentation des états financiers
de Fortis Turks and Caicos est le dollar US.
(3)Les produits pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre
2006 n'englobent par les ventes d'électricité de Caribbean Utilities,
car cette dernière n'était pas consolidée dans les états financiers de
Fortis pour ces périodes. Les produits pour les trois mois et neuf mois
terminés le 30 septembre 2006 incluent les produits générés par Fortis
Turks and Caicos depuis le 28 août 2006, date de son acquisition par
Fortis.
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--------------------------------------------------------------------------


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

Réglementation : Le 26 juin 2007, la Public Utilities Commission ("PUC") a publié sa décision finale relative à la demande annuelle d'examen des tarifs de Belize Electricity pour la période allant du 1er juillet 2007 au 30 juin 2008. Dans sa décision finale, la PUC a tenu compte de plusieurs recommandations faites par un spécialiste indépendant qu'elle avait nommé à la suite de l'opposition par Belize Electricity et le gouvernement du Belize à sa décision initiale concernant la demande de tarifs. Dans sa décision finale, la PUC a approuvé les modifications de tarifs pour certaines catégories de clients tout en maintenant le tarif d'électricité médian à 44,1 cents BZ par kWh. Belize Electricity continue de s'opposer à la décision finale de la PUC et porte cette dernière en appel en invoquant les ajustements du coût de l'électricité, les cibles de pertes et les amendes associées aux objectifs de fiabilité.

Belize Electricity ne comptabilisera pas l'incidence de la décision finale sur la demande tarifaire tant que l'appel de la décision de la PUC ne sera pas entendu et résolu, ce qui devrait se faire au cours du quatrième trimestre de 2007.

Les négociations entourant le renouvellement des permis se poursuivent entre Caribbean Utilities et le gouvernement des îles Caïmans (le "gouvernement") et, en juin 2007, Caribbean Utilities a déposé une nouvelle proposition de permis, à la requête du gouvernement. La Société poursuit ses discussions avec le gouvernement au sujet de la nouvelle proposition. Le permis actuel de la Société est en vigueur jusqu'en janvier 2011, ou jusqu'à ce qu'il soit remplacé, d'un commun accord, par un nouveau permis. En vertu de son permis actuel, Caribbean Utilities avait droit à une hausse de tarif de 4,5 %, en vigueur le 1er août 2007, en raison principalement du coût associé à la dépréciation d'un système de turbine à vapeur et d'une chaudière (le "système à vapeur"), de la hausse des coûts d'exploitation et de l'investissement dans les immobilisations. Caribbean Utilities n'a pas appliqué cette hausse du tarif, puisqu'elle avait convenu avec le gouvernement d'un gel des tarifs de base d'électricité durant la période de la surcharge de récupération des coûts ("SRC") liés aux ouragans, et en particulier à l'ouragan Ivan. La SRC devrait être maintenue jusqu'en 2008. Au 31 juillet 2007, un total de 8,9 millions $ US a été recouvré depuis la date de mise en oeuvre de la SRC le 1er août 2005, laissant un montant de 4,5 millions $ US à être recouvré auprès des clients.

Bénéfice : L'apport au bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes a augmenté de 2,1 millions $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, stimulé par l'apport accru de Fortis Turks and Caicos et de Caribbean Utilities, respectivement de 2,0 millions $ et 0,9 million $, contrebalancé en partie par la baisse de l'apport de Belize Electricity, qui s'est établi à 0,8 million $. L'incidence de l'investissement dans Caribbean Utilities, accru à 54 % depuis le 1er janvier 2007, a été en partie neutralisée par l'incidence de la diminution du bénéfice pour le trimestre présenté par Caribbean Utilities en regard du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des charges d'exploitation. Belize Electricity a moins contribué au bénéfice, du fait de l'augmentation des charges d'exploitation, de la dotation aux amortissements et des frais financiers. Les services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont vu leur contribution au bénéfice diminuée par l'incidence du change de 0,8 million $ liée à la conversion du bénéfice libellé en devises, en raison du raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain.

Pour les neuf mois, la contribution des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes au bénéfice a progressé de 6,3 millions $ par rapport aux neuf mois correspondants de l'exercice précédent, stimulée par le bénéfice de Fortis Turks and Caicos et de Belize Electricity respectivement de 6,2 millions $ et 1,0 million $, en partie atténuée par la baisse de la contribution de Caribbean Utilities de 0,9 million $. L'incidence de la participation accrue à 54 % dans Caribbean Utilities depuis le 1er janvier 2007 a été plus que neutralisée par l'incidence du recul du bénéfice réalisé par Caribbean Utilities pour les neuf mois en regard de la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout d'une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession de son système à vapeur au cours du premier trimestre de 2007 et à des charges d'exploitation plus élevées. La contribution des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes au bénéfice a été réduite par l'incidence du taux de change sur la conversion du bénéfice libellé en devises, attribuable au raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain.

L'acquisition de Fortis Turks and Caicos et l'investissement accru dans Caribbean Utilities a eu une incidence considérable sur la comparabilité des produits, de la quote-part du bénéfice d'un placement et des charges du trimestre et des neuf mois considérés comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les produits et les charges présentés par la Société au cours des trois mois et des neuf mois terminés le 30 septembre 2006 incluaient les résultats de Fortis Turks and Caicos pour la période commençant le 28 août 2006, date de son acquisition par Fortis. Cependant, les produits et les charges n'incluaient pas les résultats de Caribbean Utilities, les résultats financiers de cette entité n'étant pas consolidés dans les états financiers de la Société au cours de ces périodes. Les résultats financiers de Caribbean Utilities ont été comptabilisés à la valeur de consolidation pour l'exercice 2006.

Ventes d'électricité : Les ventes totales d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont augmenté de 23 GWh, ou 8,8 %, pour le trimestre et de 73 GWh, ou 10,3 %, pour les neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette croissance s'explique principalement par la demande plus forte de la part de la clientèle croissante, et par la vigueur des économies locales qui contribue à l'essor de la construction résidentielle, commerciale et hôtelière. L'accroissement des ventes d'électricité de Fortis Turks and Caicos était attribuable aux grands hôtels; toutefois, le tarif applicable à cette catégorie de clients est le plus bas tarif facturé par Fortis Turks and Caicos à toutes ses catégories de clients. La croissance commerciale sur l'île Grand Caïman tient à la construction de nouveaux complexes, comme le centre commercial et l'édifice à bureaux Governor's Square, qui compte 160 000 pieds carrés, l'immeuble d'habitations en copropriété Caribbean Club, de 89 000 pieds carrés, et la phase 1 du complexe Camana Bay de 500 000 pieds carrés, dont l'ouverture est prévue pour la fin de 2007.

Produits : En plus de la consolidation des états financiers de Caribbean Utilities en date du 1er janvier 2007 et de l'incidence de la contribution de Fortis Turks and Caicos, les produits ont progressé pour le trimestre et pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison de l'augmentation des ventes d'électricité de Belize Electricity, partiellement neutralisée par l'incidence de la conversion des devises.

Charges : La hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique, des charges d'exploitation, des frais financiers et de la dotation aux amortissements pour le trimestre et pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent s'explique surtout par la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities en date du 1er janvier 2007 et par l'incidence de Fortis Turks and Caicos, ces facteurs ayant été en partie atténués par l'incidence de la conversion des devises.

Les charges d'exploitation et la dotation aux amortissements de Belize Electricity ont augmenté au cours du trimestre et des neuf mois, en comparaison des périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation des charges d'exploitation est imputable principalement aux coûts accrus de main-d'oeuvre, à la mise en place d'un nouveau service à la clientèle et aux initiatives de réduction des pertes de produits, ainsi qu'aux hausses généralisées du coût des biens et des services. La hausse de la dotation aux amortissements découle de l'investissement continu dans les immobilisations. L'accroissement des frais financiers nets de Belize Electricity pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent est imputable à la réduction des intérêts créditeurs; cependant les frais financiers nets ont diminué pour les neuf mois, en comparaison de la même période de l'exercice précédent, l'encours de la dette ayant diminué. En juin 2006, le produit d'un placement en actions de Belize Electricity a été utilisé pour rembourser certains fournisseurs, des emprunts intersociétés et des prélèvements sur des facilités de découvert effectués principalement pour financer le coût élevé de l'électricité et du combustible.

Les charges d'exploitation de Caribbean Utilities consolidées dans les résultats financiers de la Société au cours du troisième trimestre de 2007 ont été supérieures à celles qui ont été constatées par Caribbean Utilities au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison des coûts de maintenance plus élevés; cependant, les coûts de maintenance pour le troisième trimestre de l'exercice précédent étaient inférieurs à la normale, en raison des retards sur l'échéancier du programme de maintenance de la Société.

Pour les neuf mois, les charges d'exploitation de Caribbean Utilities consolidées dans les résultats financiers de la Société ont été supérieures aux charges d'exploitation présentées pour la période correspondante de l'exercice précédent en raison des coûts de maintenance plus élevés, alors que les charges d'exploitation pour le deuxième trimestre de 2006 ont été réduites par le gain de 1,4 million $ (1,2 million $ US) à la cession d'actifs associée à un règlement d'assurance. Par ailleurs, au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes incluaient une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession du système à vapeur de Caribbean Utilities.

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

En juin 2007, Caribbean Utilities a commandé une nouvelle unité de production alimentée au diesel de 16 MW et accru la puissance installée totale qu'elle détient à 140 MW.

Au troisième trimestre de 2007, Fortis Turks and Caicos a ajouté environ 7 MW de puissance installée, la portant à environ 48 MW. Elle a également loué 3 MW additionnels de puissance au cours du trimestre, afin de suivre le rythme de la forte croissance de la clientèle.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION

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Activités non réglementées - Fortis Generation
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'énergie (GWh) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Belize 45 65 (20) 115 125 (10)
--------------------------------------------------------------------------
Ontario 167 172 (5) 528 536 (8)
--------------------------------------------------------------------------
Région centrale
de Terre-Neuve 31 32 (1) 97 109 (12)
--------------------------------------------------------------------------
Colombie-
Britannique 10 9 1 29 26 3
--------------------------------------------------------------------------
Nord de l'Etat
de New York 1 10 (9) 50 67 (17)
--------------------------------------------------------------------------
Total 254 288 (34) 819 863 (44)
--------------------------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------------------------
Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 16,9 19,4 (2,5) 55,7 59,2 (3,5)
--------------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 1,5 1,4 0,1 5,3 4,8 0,5
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 3,6 3,3 0,3 11,2 11,2 -
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,5 2,6 (0,1) 7,9 7,9 -
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2,4 2,6 (0,2) 7,2 7,8 (0,6)
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 1,7 1,5 0,2 6,2 6,6 (0,4)
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 0,2 - 0,7 1,0 (0,3)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 5,0 7,8 (2,8) 17,2 19,9 (2,7)
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation a reculé de 2,8 millions $ pour le trimestre et de 2,7 millions $ pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de 2006, principalement en raison d'une production réduite due à la baisse des précipitations. Le bénéfice réalisé pour le trimestre et les neuf mois a chuté en raison de l'incidence de 0,2 million $ liée à la conversion du bénéfice libellé en dollars américains, attribuable au raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain.

Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie ont reculé de 34 GWh, ou de 11,8 %, pour le trimestre, et de 44 GWh, ou 5,1 %, pour les neuf mois, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, particulièrement en raison de la baisse de production résultant des pluies moins abondantes dans la plupart des régions où la Société exerce ses activités et des coûts de réparation de actifs de production en Ontario.

Produits : Les produits ont reculé de 2,5 millions $ pour le trimestre, et de 3,5 millions $ pour les neuf mois en regard des périodes correspondantes de 2006, surtout en raison de la baisse des ventes d'énergie.

Le prix moyen de l'énergie de gros a été de 47,42 $ le mégawattheure ("MWh") en Ontario, au cours du troisième trimestre, contre 46,59 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le prix moyen de l'énergie de gros par MWh en Ontario était de 47,63 $ pour les neuf mois, un niveau comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent.

Charges : Les charges d'exploitation ont augmenté de 0,3 million $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de 2006; cependant, les charges d'exploitation du troisième trimestre de 2006 avaient diminué en raison du rajustement favorable aux droits d'usage de l'eau.

Les frais financiers ont diminué pour le trimestre et pour les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de 2006, du fait surtout de l'incidence de la réduction de l'encours du capital de la dette.

Pour le trimestre, les impôts sur les bénéfices des sociétés ont progressé de 0,2 million $ en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, période au cours de laquelle ils avaient été avantagés par l'incidence favorable d'un rajustement découlant des modifications apportées aux taux d'imposition futurs. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont reculé de 0,4 million $ pour les neuf mois en regard de la période correspondante de l'exercice précédent, recul attribuable au bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés inférieur dans les territoires assujettis à l'impôt.



ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

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Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés
de l'immobilier 14,7 13,7 1,0 43,1 40,9 2,2
--------------------------------------------------------------------------
Produits
tirés de
l'hôtellerie 38,9 30,2 8,7 97,8 80,1 17,7
--------------------------------------------------------------------------
Total des
produits 53,6 43,9 9,7 140,9 121,0 19,9
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 31,8 26,1 5,7 89,3 77,0 12,3
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 3,4 3,2 0,2 9,8 8,9 0,9
--------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6,2 5,2 1,0 17,8 15,3 2,5
--------------------------------------------------------------------------
Gain à la
cession d'un
bien productif - - - - (2,1) 2,1
--------------------------------------------------------------------------
Impôts sur
les bénéfices
des sociétés 4,2 3,1 1,1 8,2 6,0 2,2
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8,0 6,3 1,7 15,8 15,9 (0,1)
--------------------------------------------------------------------------
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Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties a augmenté de 1,7 million $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de 2006, du fait de l'apport croissant des activités hôtelières de la Société dans l'ouest du Canada, en partie neutralisé par la hausse de la dotation aux amortissements et des frais financiers. Le bénéfice de 15,8 millions $ pour les neuf mois se compare au bénéfice de la même période de 2006. A l'exclusion du gain après impôts de 1,6 million $ à la cession de l'hôtel Days Inn Sydney et d'un rajustement favorable de l'impôt sur les bénéfices des sociétés d'environ 1,6 million $ au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice a été supérieur de 3,1 millions $ pour les neuf mois, par rapport à la même période de l'exercice précédent, en raison surtout des mêmes facteurs mentionnés pour le trimestre.

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

Produits : Les produits tirés de l'immobilier ont été supérieurs de 1,0 million $ pour le trimestre et de 2,2 millions $ pour les neuf mois, en comparaison des périodes correspondantes de l'exercice précédent, du fait de l'agrandissement du Centre Croix Bleue de Moncton, de la progression des produits tirés des activités hôtelières du Delta Regina et de la croissance constatée dans toutes les régions d'exploitation de la Société. Le taux d'occupation de la division immobilière était de 96,9 % au 30 septembre 2007, en hausse comparativement à 94,7 % au 30 septembre 2006, principalement du fait des contrats de location additionnels dans toutes les régions d'exploitation de la Société.

Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 8,7 millions $ pour le trimestre par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, dont 8,0 millions $ sont imputables à la croissance des activités hôtelières de la Société dans l'ouest du Canada. Cette progression tient également compte des produits supérieurs tirés de l'agrandissement des hôtels en Ontario.

Les produits tirés de l'hôtellerie pour les neuf mois ont été supérieurs de 17,7 millions $ par rapport à la même période de 2006; de ce montant, 16,9 millions $ proviennent de la croissance des activités hôtelières dans l'ouest du Canada et 1,4 million $, des produits accrus tirés de l'agrandissement des hôtels en Ontario. L'augmentation a été partiellement neutralisée par la baisse des produits de la région d'exploitation de la société dans le Canada Atlantique, qui découle de l'élimination des produits à la suite de la vente de l'hôtel Days Inn Sydney en juin 2006. Pour le troisième trimestre de 2007, le revenu par chambre disponible de 8,0 % s'est établi à 95,11 $, en regard de 88,09 $ pour le troisième trimestre de 2006. Cette hausse du revenu par chambre disponible est principalement attribuable à l'acquisition de quatre hôtels le 1er novembre 2006 et du Delta Regina, le 1er août 2007, et à l'augmentation des tarifs moyens des chambres et des taux d'occupation dans les autres hôtels de la Société.

Charges : Les charges d'exploitation ont été supérieures de 5,7 millions $ pour le trimestre et de 12,3 millions $ pour les neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette augmentation tient principalement aux coûts liés à la croissance des activités hôtelières de la Société dans l'ouest du Canada et à l'incidence de l'agrandissement des hôtels en Ontario et du Centre Croix Bleue. Pour les neuf mois, l'accroissement a été en partie contrebalancé par l'élimination des charges d'exploitation par suite de la vente du Days Inn Sydney en juin 2006.

Les frais financiers pour le trimestre ont progressé de 1,0 million $ par rapport à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent et de 2,5 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison du financement de l'acquisition de quatre hôtels dans l'Ouest canadien le 1er novembre 2006 et du Delta Regina le 1er août 2007.

Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été en hausse de 1,1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse du bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont augmenté de 2,2 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cependant, les impôts sur les bénéfices des sociétés de la même période de 2006 avaient été réduits d'environ 1,6 million $ en raison de la diminution des soldes de passifs d'impôts futurs résultant de l'adoption des baisses des taux d'impôt futurs par le gouvernement fédéral.



SIEGE SOCIAL ET AUTRES

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Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
Trois mois Neuf mois
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Total des
produits 8,3 2,2 6,1 16,1 6,4 9,7
--------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 5,3 2,0 3,3 8,4 7,5 0,9
--------------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,9 0,7 1,2 3,9 2,2 1,7
--------------------------------------------------------------------------
Frais
financiers(2) 21,3 10,3 11,0 47,7 29,7 18,0
--------------------------------------------------------------------------
Gain de change - (0,3) 0,3 - (2,1) 2,1
--------------------------------------------------------------------------
Recouvrement
d'impôts sur
les bénéfices
des sociétés (5,4) (2,2) (3,2) (9,8) (7,2) (2,6)
--------------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - (0,1) (0,1) -
--------------------------------------------------------------------------
Dividendes
sur actions
privilégiées 1,5 - 1,5 4,6 - 4,6
--------------------------------------------------------------------------
Charges nettes
du secteur
Siège social
et autres (16,3) (8,3) (8,0) (38,6) (23,6) (15,0)
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(1)Comprend les coûts du siège social de Terasen et les résultats
financiers de CWP à partir du 17 mai 2007, date de son acquisition.
(2)Comprend les dividendes sur des actions privilégiées classées comme
passif à long terme.
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Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas spécifiquement liés à un secteur d'exploitation ou à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen, et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passif à long terme, les gains ou pertes de change, les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres, d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation de la société de portefeuille de Fortis et Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales, les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés. Sont aussi compris dans le secteur Siège social et autres, les résultats financiers de CWP. CWP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception à Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle.

Les charges nettes du secteur Siège social et autres ont bondi de 8,0 millions $ pour le trimestre et de 15,0 millions $ pour les neuf mois, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de l'augmentation des frais financiers et des dividendes sur les actions privilégiées découlant du financement des acquisitions et de l'inclusion des résultats financiers de la société de portefeuille Terasen et de CWP en date du 17 mai 2007. A l'exclusion de l'écart de conversion de 2,1 millions $ (1,7 million $ après impôts) de la dette non couverte libellée en dollars américains constaté pour les neuf mois, les charges nettes du secteur Siège social et autres ont grimpé de 13,3 millions $ pour les neuf mois, par rapport à la même période de 2006. Aucun gain de change similaire n'a été comptabilisé depuis le début de 2007, toute la dette du siège social libellée en dollars américains ayant été désignée à titre de couverture pour les investissements étrangers nets de la Société libellés en dollars américains. La totalité des gains et des pertes de change sur la dette du siège social libellée en dollars américains qui fait partie de relations de couvertures efficaces sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu depuis le 1er janvier 2007.

Les produits ont atteint 6,1 millions $ pour le trimestre, en hausse par rapport au même trimestre de 2006, et ont augmenté de 9,7 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette hausse s'explique principalement par l'inclusion des produits du troisième trimestre de 2007 et des neuf mois de 2007 respectivement de 4,6 millions $ et 5,5 millions $, tirés principalement de CWP, et par les intérêts créditeurs intersociétés plus élevés en raison de l'augmentation du volume des prêts intersociétés. Les charges d'exploitation se sont accrues de 3,3 millions $ pour le trimestre et de 0,9 million $ pour les neuf mois, en comparaison des périodes correspondantes de l'exercice précédent, une hausse attribuable aux charges d'exploitation de la société de portefeuille de Terasen et de CWP. Les charges d'exploitation pour les neuf mois de 2006 incluaient des coûts de prospection d'environ 1,4 million $.

L'accroissement des frais financiers pour le trimestre et les neuf mois par rapport aux périodes correspondantes de 2006 tient compte des frais financiers d'environ 10,4 millions $ pour le trimestre et de 15,3 millions $ pour les neuf mois liés à l'acquisition de Terasen et des intérêts sur les débentures convertibles subordonnées non garanties de 40 millions $ US émises en novembre 2006 afin de financer en partie l'investissement accru dans Caribbean Utilities. Cette augmentation a été partiellement contrebalancée par la baisse du taux de change lié aux paiements d'intérêt libellés en dollars américains. L'augmentation des dividendes versés sur les actions privilégiées est liée aux actions privilégiées de premier rang de série F émises le 28 septembre 2006.

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

SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

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



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Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 septembre 2007 et le le 31 décembre 2006
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Hausse Autre
attribuable augmentation
(en millions $) à Terasen (diminution) Explication
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Débiteurs 185,6 (40,5) L'autre diminution des
débiteurs se rapporte
principalement à la
diminution des ventes de
FortisBC et de
Newfoundland Power, en
raison de la
saisonnalité de leurs
activités et des
produits tirés du
transport comptabilisés
par FortisAlberta. La
modification liée à
Terasen a entraîné une
baisse de 31,9 millions
$ des débiteurs à
compter de la date
d'acquisition, découlant
de la baisse des ventes
en raison de la
saisonnalité de ses
activités.
--------------------------------------------------------------------------
Charges payées d'avance 7,3 10,6 L'autre augmentation des
charges payées d'avance
tient au calendrier des
paiements des primes
d'assurance.
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Actifs réglementaires - 189,1 10,9 L'autre augmentation des
à long et à court terme actifs réglementaires
découle de la hausse des
coûts énergétiques de
Maritime Electric
attribuable à
l'augmentation des prix.
La modification liée à
Terasen englobe une
hausse de 92,9 millions
$ des actifs
réglementaires à partir
de la date
d'acquisition,
attribuable à
l'augmentation de la
juste valeur de marché
des swaps sur gaz,
reportée dans un compte
de stabilisation
tarifaire, et de
l'accroissement du
compte de report pour
insuffisance des
produits de TGVI, en
raison de la
saisonnalité de ses
activités.
--------------------------------------------------------------------------
Stocks de gaz, 245,9 (0,2) L'autre diminution
matières et des matières et des
fournitures fournitures n'était pas
importante. La
modification liée à
Terasen a entraîné une
hausse de 150,3 millions
$ des stocks de gaz et
des fournitures à
compter de la date
d'acquisition, découlant
de la consommation
réduite de gaz due à la
saisonnalité de ses
activités et à
l'injection de gaz en
stockage.
--------------------------------------------------------------------------
Charges reportées 30,3 (24,6) L'autre diminution des
et autres actifs charges reportées et
autres actifs se
rapporte au
reclassement de frais
financiers reportés de
21,2 millions $ et de
pertes reportées non
amorties de 11 millions
$ liées à un swap de
taux d'intérêt à
terme antérieurement
résilié, respectivement
dans la dette à long
terme et dans le cumul
des autres éléments du
résultat étendu, à
l'adoption de nouvelles
normes comptables à
l'égard des instruments
financiers, des
couvertures et du
résultat étendu le 1er
janvier 2007.
--------------------------------------------------------------------------
Actifs d'impôts 18,5 12,4 L'autre augmentation des
futurs à long terme actifs d'impôts futurs
est principalement liée
à l'incidence fiscale
des coûts associés à
l'émission d'actions
ordinaires au
moment de la conversion
des reçus de
souscription le 17 mai
2007.
--------------------------------------------------------------------------
Immobilisations 2 803,0 178,2 L'autre augmentation des
de services publics immobilisations de
services publics résulte
principalement de
l'investissement de
474,6 millions $ dans
les réseaux électriques,
partiellement
contrebalancée par les
apports des clients,
l'amortissement pour la
période de neuf mois et
l'incidence du taux de
change sur la conversion
des immobilisations de
services publics
libellées en
dollars américains. La
modification liée à
Terasen a entraîné une
hausse nette des
immobilisations de
services publics de 25
millions $ à compter de
la date d'acquisition,
attribuable aux dépenses
en immobilisations,
après amortissement pour
la période.
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Biens productifs - 49,6 L'autre augmentation des
biens productifs tient
principalement à
l'acquisition du Delta
Regina par Fortis
Properties le 1er août
2007.
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Ecart d'acquisition 906,7 (23,4) L'autre diminution de
l'écart d'acquisition
est liée à l'écart de
change découlant de la
conversion des écarts
d'acquisition libellés
en dollars américains.
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Emprunts à court terme 324,9 (20,1) L'autre diminution des
emprunts à court terme
se rapporte aux
réductions nettes des
emprunts à court terme
de FortisBC grâce au
produit tiré des
débentures, en partie
compensées par les
prélèvements nets sur
les facilités de
crédit par Maritime
Electric afin de
financer les charges
d'exploitation et les
dépenses en
immobilisations. La
modification liée à
Terasen a entraîné une
augmentation des
emprunts à court terme
de 47,7 millions $ à
compter de la date
d'acquisition, en grande
partie en raison du
caractère saisonnier des
activités et de
l'incidence des stocks
de gaz accrus.
--------------------------------------------------------------------------
Créditeurs et 395,4 (10,3) L'autre diminution des
charges à payer créditeurs et charges à
payer se rapporte
principalement à la
réduction normale, due
au caractère saisonnier
des activités, des coûts
de l'énergie achetée par
Newfoundland Power et
des nouveaux tarifs de
l'énergie achetée auprès
de Newfoundland Hydro,
en partie contrebalancée
par les charges à payer
à l'AESO par
FortisAlberta pour les
coûts de transport
engagés en août et
l'augmentation des
intérêts courus.
La modification liée à
Terasen a entraîné une
augmentation des
créditeurs et charges à
payer de 106,1 millions
$ à compter de la date
d'acquisition,
attribuable à la hausse
de la juste valeur de
marché des swaps sur
gaz.
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Dividendes à verser - 12,7 L'autre augmentation des
dividendes à verser
découle de l'émission
d'actions ordinaires
d'un montant de 5,17
millions $ en janvier
2007 et de l'émission
d'actions ordinaires
d'un montant de 44,3
millions $ en mai 2007,
au moment de la clôture
de l'acquisition de
Terasen.
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Impôts sur les 24,0 1,2 L'autre augmentation des
bénéfices à payer impôts sur les bénéfices
à payer n'était pas
importante.
--------------------------------------------------------------------------
Crédits reportés 167,4 8,3 L'autre augmentation des
crédits reportés n'était
pas importante.
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Passifs réglementaires 26,8 0,5 L'autre augmentation des
à court et à long terme passifs réglementaires
n'était pas importante.
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Dette à long terme 2 075,0 290,1 L'autre augmentation de
et obligations la dette à long terme et
liées aux contrats des obligations liées
de location- aux contrats de
acquisition (y location-acquisition se
compris la tranche rapporte principalement
échéant à moins à l'émission de la
d'un an) dette à long terme,
neutralisée en partie
par les paiements nets
sur les facilités
de crédit consenties à
long terme de 79,5
millions $, par
l'incidence des
remboursements habituels
de la dette, par le
reclassement des coûts
de financement reportés
d'un montant de 20
millions $, déduction
faite de l'amortissement
pour la période, des
charges reportées et
autres actifs, au
moment de l'adoption le
1er janvier 2007 des
nouvelles normes
comptables
traitant des instruments
financiers, des
couvertures et du
résultat étendu, et
par l'incidence du taux
de change sur la
conversion de la dette
libellée en dollars
américains.

L'émission de la dette à
long terme,
principalement aux fins
de remboursement des
emprunts sur la facilité
de crédit à long terme
consentie et du
financement des dépenses
en immobilisations,
comportait un placement
en débentures de premier
rang non garanties d'un
montant de 110 millions
$ par FortisAlberta, une
émission d'obligations
hypothécaires de premier
rang à fonds
d'amortissement d'un
montant de 70 millions $
par Newfoundland Power,
un placement en
débentures de premier
rang non garanties d'un
montant de 105 millions
$ par FortisBC et une
émission de billets non
garantis d'un montant de
30 millions $ US par
Caribbean Utilities.
De plus, des billets de
premier rang non
garantis totalisant 200
millions $ US ont été
émis par la Société,
principalement aux fins
du refinancement de la
dette existante liée à
l'acquisition de Terasen
et pour répondre aux
besoins généraux de la
Société.

La réduction nette des
facilités de crédit
consenties à long terme
provenait des
réductions nettes de
88,0 millions $ par
FortisAlberta, de 34,4
millions $ par
Newfoundland Power et de
21,0 millions $ par
FortisBC, et a été en
partie neutralisée par
les prélèvements nets de
63,9 millions $
effectués par la
Société.
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Part des actionnaires - (17,0) La diminution de la part
sans contrôle des actionnaires sans
contrôle est liée
principalement à l'effet
du change sur la
conversion des montants
de la part des
actionnaires
sans contrôle libellée
en dollars américains.
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Capitaux propres - 1 275,5 L'augmentation des
capitaux propres était
principalement liée à
l'émission d'actions
ordinaires de 1,12
milliard $, déduction
faite des frais après
impôts, au moment de la
conversion des reçus de
souscription, visant à
financer en grande
partie le prix
d'acquisition au
comptant de Terasen, de
145,7 millions $,
déduction faite des
frais après impôts, à
l'émission d'actions
ordinaires en janvier
2007, combinée au
bénéfice net présenté
pour la période de neuf
mois, déduction faite
des dividendes sur
actions ordinaires.
L'augmentation a été
partiellement
contrebalancée par la
hausse du cumul des
autres éléments du
résultat étendu
découlant de l'écart de
change attribuable à
la conversion des
investissements nets de
la Société dans des
filiales étrangères et
d'un ajustement
transitoire de 5,5
millions $ du solde
d'ouverture du cumul des
autres éléments du
résultat étendu à
l'adoption, le
1er janvier 2007, des
nouvelles normes
comptables à l'égard des
instruments financiers,
des couvertures et du
résultat étendu.
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Le tableau ci-dessous présente le sommaire des flux de trésorerie.

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Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
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Trois mois Neuf mois
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(en millions $) 2007 2006 Variation 2007 2006 Variation
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Trésorerie au
début de la
période 63,5 27,4 36,1 40,9 33,4 7,5
--------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à ce qui
suit :
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 59,0 96,5 (37,5) 220,8 203,7 17,1
--------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investis-
sement (252,7) (179,6) (73,1) (1 799,4) (390,8) (1 408,6)
--------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 181,7 117,1 64,6 1 591,3 215,5 1 375,8
--------------------------------------------------------------------------
Incidence du
change sur
les soldes
de trésorerie (0,8) - (0,8) (2,9) (0,4) (2,5)
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à
la fin de la
période 50,7 61,4 (10,7) 50,7 61,4 (10,7)
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Activités d'exploitation : Pour le trimestre, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, étaient inférieurs de 37,5 millions $ par rapport à ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette diminution est principalement attribuable à la baisse nette du fonds de roulement découlant de l'accroissement de 98,1 millions $ des stocks de gaz de Terasen Gas au cours du troisième trimestre de 2007 associé au caractère saisonnier des activités. La baisse a été en partie compensée par des flux de trésorerie plus élevés provenant des activités d'exploitation, avant les ajustements liés au fonds de roulement, de FortisAlberta, de Terasen Gas et de Caribbean Utilities. L'accroissement des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, de FortisAlberta s'explique par la vente du compte réglementaire de report des charges de 2006 de l'AESO pour une contrepartie en espèces d'environ 26,8 millions $. Terasen Gas a été acquise en mai 2007 et, par conséquent, n'a pas contribué aux flux de trésorerie de la Société en 2006. Depuis le 1er janvier 2007, la Société consolide les résultats financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois en raison de l'augmentation de son investissement dans cette société en novembre 2006, dans laquelle elle détient une participation majoritaire d'environ 54 %.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, sont supérieurs de 17,1 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement due aux flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation plus élevés, avant les ajustements liés au fonds de roulement, en grande partie pour les raisons mentionnées pour le trimestre. Cette hausse a été en partie contrebalancée par l'augmentation nette du fonds de roulement. L'incidence de l'accumulation des stocks de gaz d'un montant de 150,3 millions $ par Terasen Gas pour les neuf mois, à compter de la date d'acquisition, a été en partie atténuée par l'incidence des remboursements d'impôts sur les bénéfices des sociétés de FortisAlberta en 2007, comparativement aux impôts sur les bénéfices des sociétés payés en 2006.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été supérieurs de 73,1 millions $ pour le trimestre en comparaison du même trimestre de l'exercice précédent, en raison surtout des dépenses en immobilisations de services publics accrues. Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement pour les neuf mois ont progressé de 1,41 milliard $ en comparaison de la période correspondante de l'exercice précédent, une hausse attribuable essentiellement à l'acquisition de Terasen le 17 mai 2007 pour un montant de 3,7 milliards $, incluant la prise en charge d'une dette d'environ 2,4 milliards $. Cette acquisition a entraîné un paiement au comptant, incluant les coûts d'acquisition, d'approximativement 1,25 milliard $, déduction faite des flux de trésorerie acquis. De plus, les dépenses en immobilisations de services publics pour les neuf mois ont notablement augmenté par rapport à la période correspondante de 2006.

Les dépenses brutes en immobilisations de services publics ont atteint 211,6 millions $ pour le trimestre, soit 96,8 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics s'établissent à 538,6 millions $ pour les neuf mois, soit une hausse de 208,0 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement imputable aux dépenses en immobilisations engagées par Terasen Gas, Fortis Turks and Caicos et Caribbean Utilities, aux dépenses en immobilisations accrues de FortisAlberta, de FortisBC et de Newfoundland Power, et au début des travaux de construction de la centrale hydroélectrique de 18 MW à Vaca, sur la rivière Macal, au Belize, pendant le deuxième trimestre de 2007.

Les apports reçus aux fins d'aide à la construction ont été supérieurs de 0,8 million $ pour le trimestre comparativement au troisième trimestre de 2006 et de 16,7 millions $ pour les neuf mois comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation pour l'exercice à ce jour est particulièrement liée à la hausse des dépenses en immobilisations de services publics engagées par FortisAlberta.

Au cours du trimestre, Fortis Properties a clôturé l'acquisition du Delta Regina pour un prix d'achat d'environ 50 millions $, y compris les coûts d'acquisition. Au cours du même trimestre de l'exercice précédent, la Société avait acquis Fortis Turks and Caicos pour un prix d'achat net de 75,4 millions $.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont atteint 181,7 millions $ pour le trimestre, soit une hausse de 64,6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Au cours du troisième trimestre, le produit tiré des emprunts nets à court terme de 97,3 millions $ provenaient de prélèvements de 132,5 millions $ effectués par Terasen Gas à même ses facilités de crédit, principalement pour financer les besoins en fonds de roulement, et ont été partiellement contrebalancés par le remboursement des emprunts nets à court terme de 38,4 millions $ par FortisBC, au moyen d'une partie du produit de l'émission de débentures de juillet 2007.

Au cours du troisième trimestre, la Société a prélevé des emprunts nets environ 59 millions $ à même ses facilités de crédit consenties à long terme. De ce montant, environ 49 millions $ ont servi à financer une tranche importante du prix d'achat au comptant du Delta Regina. Au cours du trimestre, la Société a clôturé un placement privé de billets de premier rang non garantis à 6,60 %, pour un montant de 200 millions $ US, venant à échéance en septembre 2037. Le produit net de l'émission de billets a été affecté au remboursement de la dette existante contractée antérieurement en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société relativement à l'acquisition de Terasen pour répondre aux besoins généraux de la Société. Au cours du trimestre, FortisBC et Newfoundland Power ont également émis respectivement des débentures de premier rang non garanties totalisant 105 millions $ et des obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement totalisant 70 millions $. Les débentures de FortisBC portent intérêt à 5,90 % et viennent à échéance en juillet 2047, alors que les obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement de Newfoundland Power portent intérêt à 5,901 % et viennent à échéance en août 2037. La quasi-totalité du produit des placements susmentionnés a été affectée au remboursement de certaines dettes contractées antérieurement à même les facilités de crédit respectives, essentiellement aux fins du financement des dépenses en immobilisations.

Au cours du troisième trimestre de l'exercice précédent, le produit de la dette à long terme provenait essentiellement des prélèvements nets sur les facilités de crédit consenties à long terme de la Société pour financer, sur une base provisoire, l'acquisition de Fortis Turks and Caicos, et des prélèvements nets sur les facilités de crédit consenties à long terme de Newfoundland Power et de FortisBC affectés au financement de leurs programmes respectifs d'immobilisations.

Au cours du troisième trimestre, les remboursements de la dette à long terme se sont rapportés principalement au remboursement net de 209 millions $, de 64,8 millions $, de 31,3 millions $ et de 16,0 millions $ effectués respectivement par la Société, Newfoundland Power, FortisBC et FortisAlberta, au titre de leurs facilités de crédit consenties à long terme. Le remboursement des emprunts de la Société sur sa facilité de crédit a été financé au moyen du produit de l'émission de billets de premier rang non garantis à 6,60 %, d'un montant de 200 millions $ US. Les remboursements nets, par Newfoundland Power et FortisBC, des emprunts sur la facilité de crédit consentie ont été financés par une partie du produit des débentures de premier rang non garanties et des obligations hypothécaires de premier rang à fonds d'amortissement d'un montant respectivement de 105 millions $ et 70 millions $. Au cours du trimestre, FortisAlberta a également remboursé des emprunts nets de 16,0 millions $ sur ses facilités de crédit consenties à long terme au moyen d'une partie du produit de la vente de son compte de report des charges de l'AESO de 2006.

Au cours du troisième trimestre de l'exercice précédent, les remboursements de la dette à long terme se rapportaient principalement au remboursement par la Société des montants empruntés antérieurement en vertu de la facilité de crédit à long terme afin d'injecter des capitaux propres dans les filiales, de financer une tranche du montant d'acquisition de Fortis Turks and Caicos et de répondre aux besoins généraux de la Société. Le remboursement des emprunts sur la facilité de crédit a été financé au moyen d'une partie du produit des placements en actions privilégiées de septembre 2006, d'un montant de 121,1 millions $, déduction faite des frais.

Pour les neuf mois, les flux de trésorerie provenant des activités de financement se sont établis à 1,59 milliard $, soit une augmentation d'environ 1,38 milliard $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement liée à l'émission d'actions ordinaires au cours du deuxième trimestre pour un produit brut de 1,15 milliard $, au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destinée à financer une tranche importante du prix d'achat au comptant de Terasen. En janvier 2007, 5,17 millions d'actions ordinaires ont aussi été émises, pour un produit brut de 149,9 millions $. Une tranche importante du produit net de l'émission d'actions ordinaires de janvier 2007 a été affectée au remboursement d'environ 84,1 millions $ de la dette existante de la Société en vertu des facilités de crédit consenties à long terme, qui a servi surtout à financer une partie des acquisitions en 2006, à soutenir les programmes de dépenses en immobilisations de services publics réglementés d'électricité de la Société dans l'Ouest canadien et à répondre aux besoins généraux de la Société. Le reste des produits nets a été affecté au financement des besoins en capitaux propres des services publics d'électricité réglementés de la Société dans l'Ouest canadien, au soutien de leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations et aux besoins généraux de la Société.

Pour les neuf mois, le produit des emprunts à court terme nets de 28,5 millions $ provenait des emprunts nets de 47 millions $ contractés par Terasen Gas et ont été en partie neutralisés par le remboursement de 24,6 millions $ des emprunts à court terme nets contractés par FortisBC, au moyen d'une tranche du produit de son émission de débentures de juillet 2007.

Pour les neuf mois, le produit de la dette à long terme provenait en partie des débentures de premier rang non garanties à 4,99 %, d'un montant de 110 millions $, émises par FortisAlberta en janvier 2007, et en partie de la dette à long terme susmentionnée émise au cours du troisième trimestre. Le produit de ce placement a été affecté au remboursement de la dette de 110 millions $ de FortisAlberta contractée en vertu de la facilité de crédit consentie de FortisAlberta, qui a servi principalement au financement des dépenses en immobilisations et des besoins généraux de la Société. Par ailleurs, au cours du deuxième trimestre de 2007, Caribbean Utilities a clôturé la première tranche d'un placement de 40 millions $ US relatif à des billets de premier rang non garantis à 5,65 %, pour un montant de 30 millions $ US. Le produit de ce placement a été utilisé pour rembourser des dettes existantes et pour financer les dépenses en immobilisations. Pour les neuf mois, la Société a prélevé des emprunts nets de 357,9 millions $ sur les facilités de crédit consenties à long terme aux fins mentionnées pour le trimestre et pour financer, pendant le premier semestre de 2007, le solde du prix d'achat au comptant de Terasen, incluant certains coûts d'acquisition, les frais d'émission d'actions ordinaires et pour rembourser une tranche de la dette prise en charge au moment de l'acquisition de Terasen. La Société a également émis des billets de premier rang non garantis à 6,60 %, d'un montant de 200 millions $ US, comme il est décrit pour le trimestre. Pour les neuf mois, FortisAlberta, Newfoundland Power et FortisBC ont contracté des emprunts nets totalisant 81,1 millions $ à même leurs facilités de crédit consenties à long terme, essentiellement pour financer leurs programmes d'immobilisations respectifs.

Pour les neuf mois correspondants de l'exercice précédent, le produit de la dette à long terme provenait essentiellement des prélèvements d'environ 101,5 millions $ sur les facilités de crédit consenties à long terme de la Société pour financer, sur une base provisoire, l'acquisition de Fortis Turks and Caicos, à l'injection de capitaux propres dans l'un des services publics que la Société détient dans l'Ouest et aux besoins généraux de la Société; de l'émission par FortisAlberta de débentures de premier rang non garanties d'un montant de 100 millions $ en avril 2006; et des prélèvements d'environ 88,7 millions $ effectués par FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power sur leurs facilités de crédit consenties à long terme, principalement pour soutenir leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations.

Pour les neuf mois, les remboursements de la dette à long terme incluaient le remboursement par la Société d'un montant de 293,1 millions $ emprunté en vertu de ses facilités de crédit consenties à long terme, au moyen d'une partie du produit de l'émission d'actions ordinaires de janvier 2007 et de l'émission de billets de premier rang non garantis d'un montant de 200 millions $ US. Pour les neuf mois, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power ont remboursé une tranche de 225,1 millions $ sur le montant emprunté en vertu des facilités de crédit consenties à long terme, au moyen surtout du produit de l'émission de divers emprunts à long terme et de la vente du compte de report des charges de 2006 de l'AESO, décrit aux présentes.

Pour les neuf mois correspondants de l'exercice précédent, les remboursements de la dette à long terme se rapportaient essentiellement au remboursement par la Société d'un montant de 71,5 millions $ prélevé de ses facilités de crédit consenties à long terme, au moyen d'une partie du produit du placement en actions privilégiées de septembre 2006, et au remboursement, par FortisAlberta, de la dette d'un montant approximatif de 97,1 millions $ en vertu de sa facilité de crédit consentie à long terme, au moyen du produit du placement en débentures de premier rang non garanties d'un montant de 100 millions $ d'avril 2006.

Les dividendes sur actions ordinaires pour le trimestre ont été supérieurs de 12,9 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 36,1 millions $ pour les neuf mois par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison d'un plus grand nombre d'actions ordinaires en circulation, ce qui s'explique principalement par l'émission d'actions ordinaires effectuée dans le cadre de l'acquisition de Terasen, par l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires effectuée en janvier 2007 et par le montant plus élevé du dividende versé sur chaque action ordinaire comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice 2006.

Les dividendes sur actions privilégiées ont été de 1,5 million $ pour le trimestre et de 4,6 millions $ pour les neuf mois du fait des actions privilégiées émises en septembre 2006.

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



Fortis Inc.
--------------------------------------------------------------------------
Obligations contractuelles
(non vérifié)
Au 30 septembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Moins de de un de quatre Plus
un an à trois à cinq de cinq
(en millions $) Total ans ans ans
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme(1) 5 003,7 259,7 426,8 612,9 3 704,3
--------------------------------------------------------------------------
Poste de transformation
Brilliant ("PTB)(2) 66,3 2,6 5,1 5,1 53,5
--------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat de gaz(3) 791,5 741,6 47,9 2,0 -
--------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats d'achat
d'électricité
FortisBC(4) 2 855,7 37,2 75,4 72,9 2 670,2
FortisOntario(5) 294,4 21,8 42,9 45,3 184,4
Maritime Electric(6) 13,8 13,8 - - -
Belize Electricity(7) 16,2 2,1 2,1 2,0 10,0
--------------------------------------------------------------------------
Coût en capital(8) 414,9 13,3 31,8 35,1 334,7
--------------------------------------------------------------------------
Ententes sur les actifs à
utilisation commune
et les services partagés(9) 63,9 3,8 7,5 6,3 46,3
--------------------------------------------------------------------------
Location de bureaux --
FortisBC(10) 20,4 0,8 2,5 2,5 14,6
--------------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux contrats
de location-exploitation(11) 183,0 20,6 36,8 30,9 94,7
--------------------------------------------------------------------------
Divers 24,0 8,2 7,3 7,1 1,4
--------------------------------------------------------------------------
Total 9 747,8 1 125,5 686,1 822,1 7 114,1
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

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

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

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

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

(6) Maritime Electric détient un contrat d'achat ferme avec Energie NB pour l'achat d'énergie ou de capacité. Ce contrat s'élève à environ 13,8 millions $ et expire le 31 mars 2008.

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

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

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

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

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

SOURCES DE FINANCEMENT

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



Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 31 décembre 2006
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition
(déduction faite de la
trésorerie)(1) 5 360,1 64,2 2 700,0 61,1
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 441,9 5,3 441,9 10,0
--------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
attribuables aux
actions ordinaires 2 551,2 30,5 1 275,7 28,9
--------------------------------------------------------------------------
Total 8 353,2 100,0 4 417,6 100,0
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend la dette à long terme, incluant la tranche à court terme, et
les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.

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


La variation de la structure du capital découle de l'émission, en janvier 2007, de 5,17 millions d'actions ordinaires pour un produit net après impôts de 145,7 millions $; de l'émission, en mai 2007, de 44,3 millions d'actions ordinaires pour un produit net après impôts de 1,12 milliard $; de la dette consolidée de 2,4 milliards $ prise en charge à l'acquisition de Terasen; d'un emprunt supplémentaire contracté pour financer en partie le prix d'acquisition au comptant de Terasen; et de la dette contractée par les filiales pour financer leurs programmes de dépenses en immobilisations. La structure de capital a également subi l'incidence du bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 24,9 millions $ pour les neuf mois, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, et de l'augmentation du cumul des autres éléments du résultat étendu de 37,1 millions $ pour les neuf mois.

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



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

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


Programme de dépenses en immobilisations : Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Les dépenses en immobilisations affectées à l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré, ainsi que la fiabilité et la sécurité des réseaux gaziers et électriques, et pour répondre aux besoins de la clientèle croissante. Tous les coûts jugés 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 brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues de Fortis pour l'exercice 2007 devraient atteindre environ 770 millions $ sur lesquels une tranche de 539 millions $ a été engagée depuis le début de l'exercice. L'augmentation de 160 millions $ des dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues pour 2007 par rapport à l'estimation de 610 millions $, présentée au 31 décembre 2006, est attribuable à Terasen Gas et à FortisAlberta. Terasen Gas prévoit que ses dépenses s'élèveront à environ 140 millions $ pour 2007, à compter de la date de son acquisition. La hausse des dépenses en capital de FortisAlberta est occasionnée par l'augmentation de la charge et par l'inflation, et a été incluse dans la demande de tarif d'accès de distribution de FortisAlberta pour 2008-2009. Une tranche d'environ 35 % à 40 % des dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues pour 2007 devrait être engagée pour maintenir et améliorer le rendement, la fiabilité et la sécurité des actifs de production, de transport et de distribution de la Société; une tranche d'environ 45 % à 50 % devrait être engagée afin de répondre aux besoins de la clientèle croissante; et la tranche résiduelle devrait être affectée aux installations, à l'équipement, aux véhicules, aux systèmes de technologie de l'information et autres actifs. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées comme la demande de la clientèle, les conditions climatiques, le coût de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que d'autres facteurs qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues.

Les principaux projets d'investissement de Terasen Gas pour 2007 touchent la conversion au gaz naturel du réseau de distribution de gaz propane de TGWI, la station de compression de Texada Island et le remplacement du réseau à basse pression de Vancouver. A compter de la date d'acquisition de Terasen Gas par Fortis en mai 2007, les dépenses en immobilisations liées aux trois projets susmentionnés devraient totaliser environ 38 millions $. En ce qui a trait à la conversion du réseau de distribution de gaz propane, TGVI devra prolonger son réseau de transport jusqu'à Whistler en construisant un pipeline latéral de 50 kilomètres entre Squamish et Whistler. TGVI et TGWI ont reçu l'approbation de la BCUC pour la construction du pipeline latéral et la conversion du réseau de distribution de propane. Les travaux de construction ont commencé en 2007 et le service de distribution de gaz naturel devrait être offert à la fin de 2008 ou au début de 2009.

En mai 2007, BECOL a obtenu toutes les approbations principales pour la construction à Vaca, sur la rivière Macal au Belize, d'une centrale hydroélectrique de 18 MW au coût estimatif de 52,5 millions $ US. BECOL a signé un contrat de 50 ans avec Belize Electricity visant la vente de l'énergie qui sera générée par la centrale Vaca, dont la production devrait débuter à la fin de 2009. La centrale est construite en aval des centrales hydroélectriques Chalillo et Mollejon et devrait accroître la production annuelle moyenne d'énergie de la rivière Macal d'environ 80 GWh, la portant à 240 GWh. La centrale Vaca devrait contribuer immédiatement à la hausse du bénéfice dès la fin de 2009, date de son entrée en service. Des dépenses en immobilisations d'environ 12 millions $ devraient être engagées en 2007 pour la construction de l'installation de Vaca.

Fortis prévoit que les dépenses en immobilisations liées aux biens productifs en 2007, en plus de l'acquisition du Delta Regina pour environ 50 millions $, totaliseront approximativement 15 millions $.

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

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

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

Au 30 septembre 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2 119,2 millions $, dont 1 126,7 million $ étaient inutilisés. Les facilités de crédit de la Société et de ses filiales se répartissent comme suit :



Fortis Inc.
Facilités de crédit
(non vérifié)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Siège Services Fortis Total Total
social et publics Properties au 30 au 31
(en millions $) autres réglementés septembre décembre
2007 2006
--------------------------------------------------------------------------
Total des facilités
de crédit 615,0 1 491,7 12,5 2 119,2 952,0
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit utilisées
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (402,5) - (402,5) (97,7)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long
terme (148,0) (277,0) - (425,0) (235,5)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (61,9) (102,7) (0,4) (165,0) (72,1)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
disponibles 405,1 709,5 12,1 1 126,7 546,7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


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

Siège social et autres

Au 30 septembre 2007, Terasen détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 100 millions $ venant à échéance en mai 2009. Cette facilité de crédit, dont le montant s'établissait à 180 millions $ en juillet 2007, est disponible pour répondre aux besoins généraux de la Société. Terasen a des lettres de crédit en cours qui comprennent un montant de 57,8 millions $ lié à son ancienne entreprise de transport de pétrole et sont garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

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

Services publics réglementés

Au 30 septembre 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 500 millions $. Au cours du troisième trimestre, la facilité a été renégociée selon les mêmes modalités et prolongée jusqu'en août 2012. Au 30 septembre 2007, TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 350 millions $ venant à échéance en juin 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement, les dépenses en immobilisations et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit subordonnée consentie, non renouvelable et non garantie, de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit ne peut être utilisée que pour le refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des apports gouvernementaux non porteurs d'intérêts.

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

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable non garantie et consentie de 50 millions $ et a reporté la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010. En outre, la société a la capacité d'augmenter le montant de la facilité de crédit à un total de 100 millions $.

Au moment de la fusion de PLP et de FortisBC en janvier 2007, les facilités de crédit de PLP d'un montant de 5,4 millions $ ont été résiliées.

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

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

Fortis Generation

Au cours du premier trimestre de 2007, les facilités de crédit de 2 millions $ US de Fortis Generation ont été résiliées.

INSTRUMENTS FINANCIERS DERIVES

La Société a recours aux instruments dérivés pour couvrir les risques de fluctuation des taux d'intérêt et du prix du gaz naturel. Le tableau suivant indique la valeur des instruments financiers au 30 septembre 2007 et au 31 décembre 2006.



Fortis Inc.
Instruments financiers dérivés
---------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 31 décembre 2006
---------------------------------------------------------------------------
Durée
jusqu'à Valeur Juste Valeur Juste
l'échéance comptable valeur comptable valeur
Actif (en Nombre (en (en (en (en
(passif) années) de swaps millions) millions) millions) millions)
---------------------------------------------------------------------------

Swaps de
taux
d'intérêt 1 à 4 8 (0,6)$ (0,6)$ -$ (0,5)$
---------------------------------------------------------------------------
Swaps sur
gaz
naturel Jusqu'à 3 270 (132,9)$ (132,9)$ -$ -$
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Trois des huit swaps de taux d'intérêt détenus par Fortis Properties et BECOL sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable. Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, des pertes latentes respectivement de 0,4 million $ après impôts et néant ont été comptabilisées aux autres éléments du résultat étendu, en raison de la variation de la juste valeur de ces swaps. Les autres swaps de taux d'intérêt et tous les swaps sur gaz naturel sont détenus par Terasen Gas et sont désignés à titre de couvertures du risque de flux de trésorerie lié aux instruments de créance à taux variable. Les swaps sur gaz naturel de Terasen Gas servent à établir le prix d'achat réel du gaz naturel, la majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel de la Société étant assortis de prix variables, au lieu de prix fixes. Les variations de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt et des swaps de gaz naturel de Terasen Gas sont reportées à titre d'actif ou de passif réglementaire aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs.

Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées. La juste valeur des swaps sur gaz naturel reflète les montants estimatifs qui auraient été versés pour résilier les contrats au 30 septembre 2007.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

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

GESTION DU RISQUE D'AFFAIRES

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

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

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

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

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

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

Réglementation : Terasen Gas est régie par la BCUC et est assujettie au plan d'ETR approuvé pour la période de 2004 à 2007 qui a été prolongé jusqu'en 2009. Le plan d'ETR comprend des mécanismes incitatifs donnant à Terasen Gas l'occasion de générer des rendements excédant le RCP autorisé déterminé par la BCUC. A l'expiration du plan d'ETR, il n'est pas certain qu'un nouveau plan d'ETR sera établi ou que ce plan comportera des modalités spéciales.

Relations de travail : Les employés syndiqués de TGI sont représentés par le Syndicat canadien des employées et employés professionnels et de bureau, ("COPE/SEPB"), section locale 378, aux termes d'une convention collective échue depuis le 31 mars 2007 et par la Fraternité internationale des ouvriers en électricité ("FIOE") aux termes d'une convention collective qui expirera le 31 mars 2011. Le 15 juin 2007, le COPE/SEPB a rejeté une offre de nouvelle convention de cinq ans avec TGI. Le 23 septembre 2007, le COPE/SEPB était en position de déclencher une grève légale. Le syndicat a commencé à avoir recours à des moyens de pression dans les différentes installations de TGI. TGI a été désignée comme prestataire de services essentiels par la Labour Relations Board, une désignation qui lui permet de poursuivre, au besoin, la distribution sécuritaire et fiable de gaz naturel. Les négociations entre TGI et le COPE/SEPB ont repris le 30 octobre 2007. TGI maintient son engagement à en arriver à une entente au moyen du processus de négociation collective.

Risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. : TGVI est une entreprise en développement dans le territoire de service de l'île de Vancouver, où les fournisseurs se livrent une concurrence pour les tarifs et dont le bassin de clients et les revenus sont insuffisants pour permettre de récupérer le coût actuel du service et les insuffisances de revenus des exercices antérieurs. La récupération des insuffisances de revenus accumulées des exercices antérieurs pèse sur le coût du gaz par rapport à celui de l'électricité. Afin de maintenir des tarifs concurrentiels au cours de la période de développement, la Convention du pipeline de gaz naturel sur l'île de Vancouver ("CPGNIV") prévoit la réception de redevances du gouvernement de la Colombie-Britannique qui couvrent en ce moment à peu près 20 % du coût actuel du service. La réception de ces revenus cessera à la fin de 2011, après quoi les clients de TGVI devront absorber le coût intégral du gaz et la récupération des insuffisances de revenus accumulées. Lorsque la CPGNIV expirera en 2011, le solde de la dette publique de premier rang sans intérêt de 67,3 millions $, actuellement traitée comme une contribution des gouvernements prise en considération dans la base tarifaire, deviendra totalement remboursable. Quand le remboursement de cette dette sera exigible, le coût de la base tarifaire accrue augmentera le coût du service et les tarifs facturés aux clients, ce qui rendra le gaz moins concurrentiel que l'électricité sur l'île de Vancouver.

MODIFICATION DE CONVENTIONS COMPTABLES

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

Aussi, comme il est présenté à la note 3 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, Fortis a adopté la norme révisée à l'égard des modifications comptables, avec prise d'effet le 1er janvier 2007. La nouvelle norme comptable n'a eu aucun effet sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, à l'exception de l'information présentée à la note 3e des présents états financiers intermédiaires.

PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

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

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

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

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts futurs" , qui prendra effet le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes du montant des impôts futurs qui sera pris en compte dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité et recouvré des futurs clients ou versé à ceux-ci. Actuellement, Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices réglementaires. Fortis évalue l'incidence de la comptabilisation des actifs et des passifs d'impôts futurs sur ces services publics et continue de surveiller toute incidence supplémentaire de la comptabilisation des activités à tarifs réglementés sur son information financière.

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

Avantages sociaux futurs : En juillet 2007, le CNC a examiné les commentaires reçus sur les propositions contenues dans son exposé-sondage de 2007, Avantages sociaux futurs, qui devait entrer en vigueur pour les exercices terminés le 31 décembre 2007 ou après cette date, et a décidé de ne pas donner suite aux modifications proposées. En 2007, aucune modification n'a été apportée aux exigences en matière d'information financière relative aux avantages sociaux futurs. Fortis continuera de présenter la situation de capitalisation des avantages sociaux futurs de ses employés dans les notes afférentes aux états financiers.

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

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

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des hypothèses qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers, ainsi que sur les montants des produits et des charges des périodes considérées. Les estimations reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis, conformément aux décisions réglementaires ou aux autres processus de réglementation.

En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations sont révisées de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés en résultat au cours de la période où ils sont confirmés. Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Aucun changement important n'a été apporté à la nature des estimations comptables critiques de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007 telles qu'elles sont présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. Toutefois, la portée de ces estimations comptables s'est élargie en raison de l'acquisition de Terasen, qui est mentionnée ci-après.

Réglementation : Terasen Gas est régie par la BCUC. Comme pour les autres services publics réglementés de la Société, le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non assujetties à une réglementation des tarifs utilisant les PCGR du Canada. Depuis l'acquisition de Terasen Gas, les actifs réglementaires de la Société ont considérablement augmenté. Au 30 septembre 2007, les actifs réglementaires à court et à long terme s'établissaient à 368,7 millions $, en regard de 168,7 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs réglementaires est en grande partie liée aux comptes de stabilisation tarifaire de Terasen Gas approuvés par la BCUC.

Amortissement d'immobilisations : Par sa nature même, l'amortissement est une estimation qui est fondée principalement sur la durée de vie utile des actifs. L'estimation de la durée de vie utile se fonde sur des faits actuels et l'information historique et elle tient compte de la durée de vie anticipée des actifs. Au 30 septembre 2007, les biens de services publics et les biens productifs consolidés de la Société s'établissaient à 7,1 milliards $ ou 71 % du total des actifs consolidés, alors qu'au 31 décembre 2006, les biens de services publics et les biens productifs consolidés atteignaient 4,0 milliards $ ou 74 % du total des actifs consolidés au 31 décembre 2006. L'augmentation des immobilisations est principalement attribuable à Terasen Gas. La dotation aux amortissements pour les neuf mois s'établit à 194,4 millions $, par rapport à 130,9 millions $ pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006. En raison de la taille plus imposante des immobilisations de la Société, les variations des taux d'amortissement peuvent avoir une incidence importante sur la dotation aux amortissements de la Société.

Evaluation de la moins-value de l'écart d'acquisition : L'écart d'acquisition représente, à la date d'acquisition, l'excédent du prix d'achat sur la juste valeur des montants nets attribués aux actifs individuels acquis et aux passifs pris en charge liés aux acquisitions de sociétés. La Société doit effectuer un test annuel de dépréciation, ou elle doit en effectuer un si des événements ou des changements de circonstances indiquent que la juste valeur d'une unité d'exploitation est inférieure à sa valeur comptable. Au 30 septembre 2007, l'écart d'acquisition consolidé s'établissait à 1,54 milliard $ comparativement à 661,3 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation de l'écart d'acquisition s'explique par l'acquisition de Terasen et pourrait être ajustée lorsqu'une juste valeur sera définitivement établie.

Avantages sociaux futurs : La charge au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d'avantages complémentaires de retraite de la Société est assujettie aux estimations utilisées pour le calcul actuariel de cette charge et des obligations connexes. Au 30 septembre 2007, la Société avait des actifs au titre des prestations constituées consolidés de 122,4 millions $ comparativement à 102 millions $ au 31 décembre 2006, et des passifs au titre des prestations constituées de 141,6 millions $ comparativement à 63,7 millions $ au 31 décembre 2006. L'augmentation des actifs et des passifs au titre des prestations constituées est principalement attribuable à Terasen Gas, pour les actifs, et à Terasen, pour les passifs.

Constatation des produits : Terasen Gas comptabilise ses produits tirés de la distribution de gaz naturel selon la comptabilité d'exercice, comme le font la plupart des autres services publics réglementés de la Société. Les estimations de la consommation de gaz des clients, de la dernière date de lecture des compteurs à la date du bilan, doivent être utilisées afin de tenir compte des revenus non facturés. Au 30 septembre 2007, Terasen Gas avait des revenus non facturés accumulés d'environ 82 millions $.

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

Les passifs éventuels de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006 de la Société à l'exception de ce qui suit.

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

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

Le 26 mars 2007, le ministre de la Petite entreprise et du Revenu et ministre responsable de la réforme réglementaire en Colombie-Britannique (le "ministre") a rendu une décision concernant l'appel de Terasen Gas s'opposant à l'avis de cotisation additionnelle de la British Columbia Social Service Tax pour le montant de 37,1 millions $, incluant les intérêts sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministre a réduit le montant de la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts, montant qui a été entièrement payé afin d'éviter une augmentation des intérêts à échoir et a été constaté à titre d'actif réglementaire à long terme reporté. Le 22 juin 2007, Terasen Gas a interjeté appel de la cotisation devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique.

Au cours du troisième trimestre de 2007, une filiale de Terasen a reçu des avis d'imposition de l'Agence du revenu du Canada relativement à des impôts supplémentaires pour l'année d'imposition 1999. L'exposition au risque a été pleinement couverte dans les états financiers consolidés. Terasen a l'intention d'en appeler de ces avis d'imposition.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente l'information trimestrielle non vérifiée pour chacun des huit derniers trimestres terminés du 31 décembre 2005 au 30 septembre 2007. Cette information est tirée des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société qui, de l'avis de la direction, ont été dressés selon les PCGR du Canada et les exigences des autorités de réglementation des services publics. Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non réglementées utilisant les PCGR du Canada. Ces différences sont présentées aux notes 2 et 4 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour l'exercice 2006 et à la note 5 afférente aux états financiers intermédiaires consolidés non vérifiés de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007. Ces résultats d'exploitation ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats d'une autre période future et on ne devrait pas s'y fier pour prédire des rendements futurs.



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Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels
(non vérifié)
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Produits et Bénéfice net
quote part attribuable aux
du bénéfice actions Résultat par action
Trimestre d'un placement ordinaires ordinaire
terminé le (en millions) (en millions $) De base ($) Dilué($)
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30 septembre 2007 651,0 30,8 0,20 0,20
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30 juin 2007 565,9 41,5 0,31 0,27
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31 mars 2007 483,0 41,5 0,38 0,35
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31 décembre 2006 393,1 33,9 0,33 0,32
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30 septembre 2006 341,9 38,8 0,37 0,36
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30 juin 2006 345,9 37,9 0,37 0,35
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31 mars 2006 390,8 36,6 0,35 0,34
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31 décembre 2005 353,1 22,3 0,22 0,21
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Un résumé des huit derniers trimestres reflète l'expansion continue de la Société ainsi que le caractère saisonnier associé à ses entreprises. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier. A compter du 17 mai 2007, l'acquisition de Terasen a eu une incidence sur les résultats financiers. La quasi-totalité du bénéfice annuel de Terasen Gas est généré aux premier et quatrième trimestres. L'acquisition de quatre hôtels dans l'Ouest canadien a eu une incidence sur les résultats financiers à compter du 1er novembre 2006. Les résultats financiers à compter du 28 août 2006 ont été touchés par l'acquisition de Fortis Turks and Caicos alors que le bénéfice à compter du 1er janvier 2007 a subi l'incidence de la consolidation d'une participation conférant le contrôle dans Caribbean Utilities. La participation de la Société dans Caribbean Utilities était antérieurement comptabilisée à la valeur de consolidation. Egalement, la comparabilité du bénéfice et des produits trimestriels de 2006 et de 2005 a été quelque peu touchée par le déplacement des produits constatés chez Newfoundland Power, conséquence du passage de la méthode fondée sur la facturation à la comptabilité d'exercice pour la comptabilisation des produits avec prise d'effet le 1er janvier 2006.

Septembre 2007 - Septembre 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 30,8 millions $, ou 0,20 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2007, par rapport à un bénéfice de 38,8 millions $, ou 0,37 $ l'action ordinaire, pour le même trimestre de l'exercice précédent. Une émission d'actions ordinaires d'un capital de 1,15 milliard $ en mai 2007, combinée au caractère saisonnier des bénéfices de Terasen Gas, a dilué le résultat par action ordinaire pour le troisième trimestre de 2007. L'apport accru de FortisAlberta au bénéfice, stimulé par le nombre croissant de clients et par les recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés, la hausse des apports au bénéfice de la part de Fortis Turks and Caicos, acquise en août 2006, et l'expansion des activités hôtelières de Fortis Properties dans l'Ouest canadien ont été plus que neutralisés par l'augmentation des frais financiers liés aux acquisitions, par les pertes réalisées par Terasen Gas en raison du caractère saisonnier de ses activités et par la production hydroélectrique non réglementée plus faible, attribuable aux pluies moins abondantes.

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

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

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

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

EVENEMENTS POSTERIEURS A LA DATE DU BILAN

Le 2 octobre 2007, TGI a émis des débentures à moyen terme à 6,00 %, pour un montant de 250,0 millions $, venant à échéance en octobre 2037. Le produit de l'émission de débentures a été affecté au remboursement de la dette venant à échéance en octobre 2007.

PERSPECTIVES

Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent la principale activité de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics consolidées prévues pour 2007 devraient s'élever à environ 770 millions $, incluant les dépenses en immobilisations de 140 millions $ liées à Terasen Gas depuis la date de son acquisition. Fortis prévoit que la plus grande partie de ses dépenses brutes en immobilisations de services publics d'électricité de plus de 3 milliards $ pour les cinq prochains exercices sera occasionnée par FortisAlberta, FortisBC et les services publics réglementés et non réglementés d'électricité de la Société dans les Cara?bes. Fortis prévoit que les dépenses brutes en immobilisations de services publics de gaz dépasseront 1 milliard $ pour les cinq prochains exercices. Par conséquent, la croissance interne du bénéfice découlera des investissements importants consacrés à l'infrastructure de services publics décrits précédemment.

La Société poursuit l'intégration de Terasen au Groupe de sociétés de Fortis. L'ajout d'activités de distribution de gaz double l'investissement de la Société dans l'actif tarifaire réglementaire. La Société demeure à la recherche d'occasions de croissance au moyen d'acquisitions dans l'industrie des services publics réglementés d'électricité et de gaz naturel au Canada, dans les Caraïbes et aux Etats-Unis. Fortis recherche aussi des occasions de croissance dans les activités non réglementées pour soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 1er novembre 2007, la Société avait 155 328 978 actions ordinaires émises et en circulation; 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série C, 7 993 500 actions privilégiées de premier rang de série E et 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de série F. Au 1er novembre 2007, le nombre d'actions ordinaires qui seraient émises à la conversion des options d'achat d'actions, des titres d'emprunt convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E est indiqué dans les notes 8 et 9 afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007 et dans les notes 11, 14 et 16 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de 2006.

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



Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour les trois mois et neuf mois terminés les 30 septembre 2007 et 2006
(non vérifié)


FORTIS INC.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux (en millions)

30 septembre 31 décembre
2007 2006
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents
de trésorerie 50.7 $ 40.9 $
Débiteurs 423.2 278.1
Impôts à recevoir - 7.5
Charges payées d'avance 32.1 14.2
Actifs réglementaires
(note 5) 176.2 35.7
Stocks de gaz,
matières et fournitures 278.4 32.7
--------------------------------------------------------------------
960.6 409.1
Dépôt au titre des
impôts sur les
bénéfices des sociétés 5.9 5.9
Charges reportées
et autres actifs 180.5 174.8
Actifs réglementaires
(note 5) 192.5 133.0
Impôts futurs 38.0 7.1
Immobilisations
de services publics 6,556.1 3,574.9
Biens productifs 518.6 469.0
Placements 2.5 2.5
Actifs incorporels,
déduction faite
de l'amortissement 6.7 9.8
Ecart d'acquisition 1,544.6 661.3
--------------------------------------------------------------------

10,006.0 $ 5,447.4 $
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 6) 402.5 $ 97.7 $
Créditeurs et charges à payer 718.8 333.7
Dividendes à verser 34.4 21.7
Impôts à payer 25.2 -
Passif réglementaire (note 5) 17.9 26.4
Versements pour l'exercice
au titre de la dette
à long terme et des 262.3 84.8
obligations liées aux
contrats de location-acquisition
(note 7)
Impôts futurs 5.7 1.0
--------------------------------------------------------------------
1,466.8 565.3

Crédits reportés 254.7 79.0
Passif réglementaire (note 5) 374.7 338.9
Impôts futurs 57.2 57.7
Dette à long terme et
obligations liées aux contrats de 4,746.0 2,558.4
location-acquisition (note 7)
Part des actionnaires sans contrôle 113.5 130.5
Actions privilégiées 319.5 319.5
--------------------------------------------------------------------
7,332.4 4,049.3
--------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires
(note 8) 2,117.1 829.0
Actions privilégiées 122.4 122.4
Surplus d'apport 5.7 4.7
Composante capitaux
propres des débentures
convertibles 5.8 7.2
Cumul des autres
éléments du résultat étendu
(note 10) (88.6) (51.5)
Bénéfices non répartis 511.2 486.3
--------------------------------------------------------------------
2,673.6 1,398.1
--------------------------------------------------------------------

10,006.0 $ 5,447.4 $
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Passif éventuel et engagements (note 16)
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.




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

Trois mois Neuf mois
2007 2006 2007 2006
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 651.0 $ 338.7 $ 1,699.9 $ 1,071.7 $
Quote-part du
bénéfice d'un placement - 3.2 - 6.9
------------------------------------------------------------------------
651.0 341.9 1,699.9 1,078.6
------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 272.2 113.6 729.3 394.0
Charges d'exploitation 171.7 95.5 426.0 290.3
Amortissement 75.6 42.3 194.4 130.9
------------------------------------------------------------------------
519.5 251.4 1,349.7 815.2
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 131.5 90.5 350.2 263.4
------------------------------------------------------------------------

Frais financiers
(note 12) 91.4 43.1 206.0 124.4
Gain à la cession
de biens productifs - - - (2.1)
------------------------------------------------------------------------
91.4 43.1 206.0 122.3
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts
sur les bénéfices
des sociétés 40.1 47.4 144.2 141.1
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés (note 13) 2.1 6.7 15.1 23.1
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant
la part des actionnaires
sans contrôle 38.0 40.7 129.1 118.0
Part des actionnaires
sans contrôle 5.7 1.9 10.7 4.7
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 32.3 38.8 118.4 113.3
Dividendes sur
actions privilégiées 1.5 - 4.6 -
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 30.8 $ 38.8 $ 113.8 $ 113.3 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(note 8) 154.5 103.6 131.6 103.5
------------------------------------------------------------------------

Résultat par action
ordinaire (note 8)
De base 0.20 $ 0.37 $ 0.86 $ 1.09 $
Dilué 0.20 $ 0.36 $ 0.79 $ 1.05 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



Etat des bénéfices non répartis consolidé
(non vérifié)
Pour les périodes terminées les 30 septembre
(en millions)

Trois mois terminés en Neuf mois terminés en
2007 2006 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Solde au début
de l'exercice 513.0 $ 453.2 $ 486.3 $ 411.8 $

Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 30.8 38.8 113.8 113.3
-------------------------------------------------------------------------
543.8 492.0 600.1 525.1

Dividendes sur actions
privilégiées (32.6) (19.7) (88.9) (52.8)
-------------------------------------------------------------------------

Solde à la fin de
l'exercice 511.2 $ 472.3 $ 511.2 $ 472.3 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers intermédiaires consolidés.



FORTIS INC.
Etats du résultat
étendu consolidés (non vérifié)
Pour les périodes
terminées les 30 septembre
(en millions)

Trois mois Neuf mois
2007 2006 2007 2006
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 30.8 $ 38.8 $ 113.8 $ 113.3 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Pertes de change latentes (29.1) 0.5 (69.8) (5.9)
Gain tiré des couvertures
sur les investissements
nets dans des filiales
autonomes 26.3 (0.8) 46.8 5.4
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (4.7) 0.1 (8.4) (1.0)
-----------------------------------------------------------------------
Variation des pertes
de change latentes,
déduction faite des
activités et des frais
de couverture (7.5) (0.2) (31.4) (1.5)
-----------------------------------------------------------------------

Variation des gains
sur les instruments
dérivés désignés à
titre de couvertures (0.4) - 0.1 -
Impôts sur les
bénéfices des sociétés - - (0.1) -
-----------------------------------------------------------------------
Variation des gains sur
les instruments dérivés
désignés à titre
de couvertures de flux
de trésorerie, déduction
faite des impôts (0.4) - - -
-----------------------------------------------------------------------

Reclassement dans le
résultat des pertes
nettes sur instruments
dérivés
précédemment abandonnés
à titre de couvertures de
flux de trésorerie 0.2 - 0.5 -
Impôts sur les bénéfices
des sociétés (0.1) - (0.2) -
-----------------------------------------------------------------------
Reclassement dans le
résultat des pertes nettes
sur les instruments dérivés
précédemment abandonnés
à titre de couvertures
de flux de trésorerie,
déduction faite des impôts 0.1 - 0.3 -
-----------------------------------------------------------------------

Total des autres éléments
du résultat étendu,
déduction faite des impôts (7.8) (0.2) (31.1) (1.5)
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 23.0 $ 38.6 $ 82.7 $ 111.8 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



FORTIS INC
Etats des flux de trésorerie
consolidés (non vérifié)
Pour les périodes
terminées les 30 septembre
(en millions)

Trois mois terminés en Neuf mois terminés en
2007 2006 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net 32.3 $ 38.8 $ 118.4 $ 113.3 $
Eléments sans
effet sur la trésorerie
Amortissement --
immobilisations, déduction
faite des apports nets 73.6 39.8 187.2 123.2
Amortissement --
actifs incorporels 1.1 1.0 3.2 3.1
Amortissement -- autres 0.9 1.5 4.0 4.6
Impôts futurs 2.0 (1.0) 1.5 (5.4)
Obligations au titre
des prestations
constituées 7.1 (0.8) 4.3 (2.5)
Quote-part du bénéfice,
déduction faite des
dividendes - (1.5) - (1.6)
Rémunération à base d'actions 0.6 0.4 1.7 1.2
Perte (gain) de change latente
(latent) sur la dette à long
terme (note 12) 0.2 (0.4) 0.4 (1.8)
Part des actionnaires
sans contrôle 5.7 1.9 10.7 4.7
Gain à la cession
de biens productifs - - - (2.1)
Autres 0.8 - 5.9 (0.7)
Variation des actifs et
des passifs réglementaires
à long terme 21.4 (11.5) 9.8 (11.0)
Augmentation du dépôt au
titre des impôts sur les
bénéfices des sociétés - - - (5.9)
-------------------------------------------------------------------------
145.7 68.2 347.1 219.1
Variation du fonds de
roulement lié à
l'exploitation
hors trésorerie (86.7) 28.3 (126.3) (15.4)
-------------------------------------------------------------------------
59.0 96.5 220.8 203.7
-------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Variation des charges
et des crédits reportées
et d'autres actifs (3.3) (1.9) (6.4) (12.7)
Acquisition d'immobilisations
de services publics (211.6) (114.8) (538.6) (330.6)
Acquisition de biens
productifs (4.0) (3.5) (9.6) (15.3)
Apports sous forme d'aide
à la construction 16.2 15.4 55.3 38.6
Produits tirés de la
vente d'immobilisations - 0.6 2.8 6.5
Acquisition d'entreprise,
déduction faite de la
trésorerie acquise (note 14) (50.0) (75.4) (1,302.9) (75.4)
Augmentation des
investissements - - - (1.9)
-------------------------------------------------------------------------
(252.7) (179.6) (1,799.4) (390.8)
-------------------------------------------------------------------------

Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme 97.3 0.4 28.5 19.9
Produits tirés de la
dette à long terme 449.4 89.7 971.1 300.3
Remboursement de la
dette à long terme et
obligations liées
aux contrats (335.2) (77.5) (565.3) (190.2)
Avances par (à) des
actionnaires sans contrôle (0.9) 0.6 (2.9) 9.6
Emission d'actions ordinaires
déduction faite des frais 8.2 3.2 1,262.4 9.1
Emission d'actions
privilégiées, déduction
faite des frais - 121.1 - 121.1
Dividendes
Actions ordinaires (32.6) (19.7) (88.9) (52.8)
Actions privilégiées (1.5) - (4.6) -
Dividendes de filiales
versées aux actionnaires
sans contrôle (3.0) (0.7) (9.0) (1.5)
-------------------------------------------------------------------------
181.7 117.1 1,591.3 215.5
-------------------------------------------------------------------------
Effet des variations de taux
de change sur la trésorerie et
les équivalents de trésorerie (0.8) - (2.9) (0.4)
-------------------------------------------------------------------------

Variation de la trésorerie
et des équivalents de
trésorerie (12.8) 34.0 9.8 28.0

Trésorerie et équivalents de
trésorerie au début de
l'exercice 63.5 27.4 40.9 33.4
-------------------------------------------------------------------------

Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de
l'exercice 50.7 $ 61.4 $ 50.7 $ 61.4 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.


FORTIS INC.

NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES

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

1. DESCRIPTION DES ACTIVITES

Nature des activités

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

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

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES

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

Services publics réglementés de gaz au Canada

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

TGI est la plus importante société de distribution de gaz naturel en Colombie-Britannique et sert plus de 818 000 clients des secteurs résidentiel, commercial et industriel dans un rayon de service qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique.

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

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

Services publics réglementés d'électricité au Canada

a. FortisAlberta : FortisAlberta possède et exploite le réseau de distribution d'électricité dans la majeure partie du sud et du centre de l'Alberta, servant environ 443 000 clients.

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

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

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

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

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

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes

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

b. Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, servant plus de 23 000 clients. La société possède une puissance installée totale d'environ 140 MW. Le 7 novembre 2006, Fortis a acquis une participation additionnelle d'environ 16 % dans Caribbean Utilities et détient maintenant environ 54 % de la société. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX : CUP.U) dont l'exercice se termine le 30 avril. Le bilan de Caribbean Utilities au 7 novembre 2006 a été consolidé avec celui de Fortis au 31 décembre 2006. Depuis le premier trimestre de 2007, Fortis consolide les états financiers de Caribbean Utilities avec un décalage de deux mois et, par conséquent, a consolidé le bilan au 31 juillet 2007 et les états des résultats et des flux de trésorerie de Caribbean Utilities pour les trois mois et les neuf mois terminés le 31 juillet 2007 avec les états financiers consolidés intermédiaires de la Société du 30 septembre 2007. En 2006, l'état des résultats de Fortis a reflété la participation d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities, auparavant comptabilisée à la valeur de consolidation avec un décalage de deux mois.

c. P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. (collectivement "Fortis Turks and Caicos") : Fortis Turks and Caicos est la principale société de distribution d'électricité des îles Turks and Caicos, servant environ 8 600 clients. La société possède une puissance installée produite d'environ 48 MW. Fortis Turks and Caicos a été acquise par Fortis par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive le 28 août 2006.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES -- FORTIS GENERATION

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

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

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

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

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

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

ACTIVITES NON REGLEMENTEES -- FORTIS PROPERTIES

Fortis Properties possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux situés principalement dans le Canada atlantique.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES

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

2. MODE DE PRESENTATION

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

3. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

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

Réglementation

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

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

a. Instruments financiers

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

La Société est tenue de désigner ses instruments financiers selon l'une des cinq catégories suivantes :

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

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

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



La Société a désigné ses instruments financiers comme suit :

-----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 31 décembre 2006
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Valeur Juste valeur Valeur Juste valeur
(en millions) comptable estimative comptable estimative
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Détenus à des fins de
transaction
Trésorerie et équivalents
de trésorerie (1) 50,7 $ 50,7 $ 40,9 $ 40,9 $
Prêts et créances
Débiteurs (2) 423,2 423,2 278,1 278,1
Dépôt au titre des impôts
sur les bénéfices
des sociétés (2) 5,9 5,9 5,9 5,9
Autres montants à recevoir
de clients (2)(3) 5,6 5,6 6,0 6,0
Autres passifs financiers
Emprunts à court terme (2) 402,5 402,5 97,7 97,7
Créditeurs et charges
à payer (2) 718,8 718,8 333,7 333,7
Dividendes à verser (2) 34,4 34,4 21,7 21,7
Dépôts de clients (2)(4) 4,7 4,7 4,8 4,8
Dette à long terme, y
compris la tranche échéant
à moins d'un an (5)(6) 4 972,0 5 388,6 2 614,2 2 939,6
Actions privilégiées
classées comme dette (5)(7) 319,5 309,8 319,5 355,4
-----------------------------------------------------------------------

(1) En raison de la nature ou de l'échéance à court terme, ou les deux,
de ces instruments financiers, leur valeur comptable se rapproche de
leur juste valeur.
(2) La valeur comptable se rapproche du coût après amortissement.
(3) Inclus dans les charges reportées et autres actifs au bilan.
(4) Inclus dans les crédits reportés au bilan.
(5) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon
la méthode du taux d'intérêt effectif.
(6) La valeur comptable au 30 septembre 2007 est présentée déduction
faite des frais financiers reportés non amortis de 31,2 millions $.
Le 1er janvier 2007, des frais financiers reportés ont été
reclassés des charges reportées et autres actifs conformément aux
dispositions transitoires du chapitre 3855.
(7) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont
exclues des exigences du chapitre 3855; toutefois, la juste valeur
estimative des actions privilégiées classées comme capitaux propres
au 30 septembre 2007 s'établissait à 131,8 millions $
(128,5 millions $ au 31 décembre 2006).
-----------------------------------------------------------------------


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

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

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

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

b. Résultat étendu

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

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

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

c. Couvertures

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

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

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

Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, des pertes de change latentes respectivement de 29,1 millions $ et 69,8 millions $ ont été comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu relativement à l'investissement net de la Société dans des établissements étrangers autonomes libellés en dollars américains. Ces pertes de change latentes sur la conversion ont été en partie contrebalancées par la composante efficace des gains après impôts latents respectivement de 21,6 million $ et 38,4 millions $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007 liés à la conversion de la dette à long terme libellée en dollars américains désignée à titre de couverture du risque de change (note 10). Il n'y a eu aucune composante inefficace.

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



Actif (passif) 30 septembre 2007 31 décembre 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Durée Valeur Juste Valeur Juste
jusqu'à Nombre comptable valeur comptable valeur
l'échéance de (en (en (en (en
(années) swaps millions) millions) millions) millions)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Swaps de
taux d'intérêt 1 à 4 8 (0,6)$ (0,6)$ - $ (0,5)$

Swaps sur
gaz naturel Jusqu'à 3 270 (132,9)$ (132,9)$ - $ - $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

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

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

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

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

La Société avait auparavant désigné le swap de taux d'intérêt comme couverture du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable et désigné le swap de devises à terme libellé en dollars américains comme couverture du risque de change lié à la dette à long terme libellée en dollars américains. Ces soldes non amortis sont constatés dans les frais financiers au cours des périodes pendant lesquelles la variation des flux de trésorerie des éléments couverts initiaux a une incidence sur les frais financiers. Cette modification de traitement comptable n'a pas eu une incidence importante sur les résultats de la Société. Des pertes nettes de 0,1 million $ et 0,3 million $ respectivement pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007 ont été reclassées dans le résultat. Une perte nette estimative de 0,4 million $ reportée dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au 30 septembre 2007 devrait être reclassée dans le résultat au cours des 12 prochains mois.

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

d. Modifications comptables

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

En vertu du chapitre 1506 révisé, un changement volontaire de méthodes comptables n'est fait que s'il a pour résultat que les états financiers fournissent une information fiable et plus pertinente. Des informations additionnelles sont requises lorsque la Société n'a pas appliqué une nouvelle source première des PCGR du Canada qui a été publiée mais qui n'est pas encore en vigueur, de même que lorsque des changements sont apportés aux estimations comptables ou que des erreurs sont corrigées. L'adoption de cette norme révisée n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, à l'exception de l'information présentée à la note 3 e.

e. Conventions comptables futures

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

Stocks

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

Activités à tarifs réglementés

Au cours du troisième trimestre de 2007, le Conseil des normes comptables ("CNC") du Canada a publié un Résumé des décisions à l'appui de l'élimination de l'exclusion temporaire du chapitre 1100 du Manuel de l'ICCA, "Principes comptables généralement reconnus", qui dispense les entités soumises à une réglementation de leurs tarifs d'avoir à appliquer le chapitre à la constatation et à l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs. Le CNC a également modifié le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", afin d'exiger la constatation des passifs et des actifs d'impôts futurs, de même que la compensation des actifs et des passifs réglementaires par les entités assujetties à la réglementation des tarifs. Ces modifications seront applicables prospectivement pour la Société à compter du 1er janvier 2009.

Le CNC a également décidé de maintenir les directives actuelles traitant des immobilisations corporelles, de la sortie d'actifs à long terme et de l'abandon d'activités, et des états financiers consolidés, et de conserver dans le Manuel la Note d'orientation concernant la comptabilité 19 ("NOC-19") existante, "Entités assujetties à la réglementation des tarifs -- informations à fournir", mais de la mettre à jour pour tenir compte des autres changements. Le CNC a également décidé que, dans la version définitive du document "Historique et fondement des conclusions" associé au projet sur les activités à tarifs réglementés, il ne serait pas fait état des points de vue du CNC concernant le statut du Statement of Financial Accounting Standards No. 71, Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation ("FAS 71") en tant qu'"autre source des PCGR" dans la hiérarchie des PCGR canadiens.

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", qui prendra effet le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs ainsi que les passifs et les actifs réglementaires connexes pour un montant des impôts futurs qui sera pris en compte dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité et recouvré des clients ou versé à ceux-ci. Actuellement, Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices réglementaires. Fortis évalue l'incidence de la comptabilisation des actifs et des passifs d'impôts futurs sur ces services publics et continue de surveiller toute incidence supplémentaire de la comptabilisation des activités à tarifs réglementés sur son information financière.

4. UTILISATION D'ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des hypothèses qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers, ainsi que sur les montants des produits et des charges des périodes considérées. Les estimations reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les filiales de services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis, conformément aux décisions réglementaires ou à d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient différer de manière importante des estimations actuelles. Ces estimations sont révisées de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés en résultat pour la période au cours de laquelle ils sont confirmés.

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

5. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

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



Au Au
(en millions) 30 septembre 2007 31 décembre 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Comptes de stabilisation
tarifaire - Terasen Gas (i) 110,7 $ - $
Comptes de stabilisation
tarifaire - services
publics d'électricité (ii) 15,5 11,6
Report des charges de l'AESO 31,0 12,5
Actif d'impôt municipal 7,9 7,2
Divers 11,1 4,4
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à court terme 176,2 $ 35,7 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Actif réglementaire lié aux avantages
complémentaires de retraite 57,1 $ 36,4 $
Comptes de stabilisation
tarifaire - Terasen Gas (i) 41,2 -
Comptes de stabilisation
tarifaire - services
publics d'électricité (ii) 32,6 32,3
Report des charges de l'AESO 0,1 27,0
Compte de normalisation des
effets climatiques 10,5 11,8
Amortissement reporté des
immobilisations réglementaires 10,0 5,8
Coût de gestion de l'énergie 6,2 6,0
Nouvelle cotisation d'impôt du
pipeline Southern Crossing (iii) 7,0 -
Charges locatives 4,9 4,4
Divers 22,9 9,3
-------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 192,5 $ 133,0 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Passif d'impôt municipal 9,3 $ 11,3 $
Compte de stabilisation
tarifaire - services
publics d'électricité (ii) 1,7 3,0
Report de produits au titre de la
réduction de tarifs de 2006 1,0 4,2
Divers 5,9 7,9
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à court terme 17,9 $ 26,4 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Provision réglementaire pour coûts
futurs d'enlèvement et de
remise en état des lieux 319,0 $ 306,5 $
Passif au titre des produits
non facturés 22,3 24,6
ETR du mécanisme de partage des bénéfices 10,6 -
Divers 22,8 7,8
-------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 374,7 $ 338,9 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

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

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

Le montant du MRSP est recouvré à même les tarifs sur une période de trois ans et le total du solde impayé s'établissait à 25,2 millions $ au 30 septembre 2007. Les montants des comptes de CRCAM, de CRCM et de CVCG sont recouvrés à même les tarifs sur une période de 12 mois. Le recouvrement du montant des comptes de stabilisation tarifaire dépend des tarifs approuvés chaque année et des volumes de consommation réelle de gaz.

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

(iii) Le report de la nouvelle cotisation d'impôt du pipeline Southern Crossing est lié à une taxe additionnelle établie par la British Columbia Social Services Tax et à l'égard de laquelle Terasen Gas a interjeté appel. Selon le règlement de l'affaire, Terasen Gas obtiendra le remboursement du solde ou transmettra les coûts aux clients au moyen des tarifs futurs (note 16).

6. FACILITES DE CREDIT

Au 30 septembre 2007, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2 119,2 millions $, dont 1 126,7 millions $ étaient inutilisés.

Les facilités de crédit de la Société et de ses filiales se répartissent comme suit :



-------------------------------------------------------------------------
Total au Total au
Siège Services 30 31
Facilités de crédit social publics Fortis septembre décembre
(en millions) et autres réglementés Properties 2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Total des facilités
de crédit 615,0 $ 1 491,7 $ 12,5 $ 2 119,2 $ 952,0 $
Facilités de crédit
utilisées
Emprunts à
court terme - (402,5) - (402,5) (97,7)
Dette à long
terme (note 7) (148,0) (277,0) - (425,0) (235,5)
Lettres de crédit
en cours (61,9) (102,7) (0,4) (165,0) (72,1)
-------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 405,1 $ 709,5 $ 12,1 $ 1 126,7 $ 546,7 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

Siège social et autres

Au 30 septembre 2007, Terasen détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 100 millions $ venant à échéance en mai 2009. Cette facilité de crédit, qui était de 180 millions $, a été réduite en juillet 2007 et peut être utilisée pour répondre aux besoins généraux de la Société. Les lettres de crédit en cours de Terasen, d'un montant de 57,8 millions $, proviennent de son ancienne entreprise de transport de pétrole et sont garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen.

Le 14 mai 2007, Fortis a annulé sa facilité de crédit à vue renouvelable non garantie de 50 millions $ et a renégocié et modifié sa facilité de crédit non garantie consentie de 250 millions $, reportant l'échéance à mai 2012 et augmentant le montant disponible à 500 millions $ avec possibilité, au gré de la Société, de porter ce montant à un total de 600 millions $. Après le troisième trimestre, la Société a haussé le montant de sa facilité de crédit à 600 millions $, conformément aux modalités de la facilité de crédit.

Services publics réglementés

Au 30 septembre 2007, TGI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 500 millions $. Au cours du troisième trimestre, la facilité a été renégociée et son échéance prorogée, mais les modalités sont demeurées similaires. La nouvelle facilité vient à échéance en août 2012. Au 30 septembre 2007, TGVI détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 350 millions $ venant à échéance en juin 2011. Ces facilités sont utilisées pour financer les besoins de fonds de roulement, les dépenses en immobilisations et les besoins généraux de la Société. En outre, TGVI détenait une facilité de crédit de rang inférieur consentie, non renouvelable et non garantie de 20 millions $, venant à échéance en janvier 2013. Cette facilité de crédit ne peut servir qu'au refinancement de tout remboursement annuel que TGVI pourrait être tenue d'effectuer à l'égard des apports gouvernementaux non porteurs d'intérêts.

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

En mai 2007, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit renouvelable non garantie consentie de 50 millions $, repoussant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010 et a, de plus, l'option de faire augmenter le montant de la facilité de crédit à un montant global de 100 millions $.

Au moment de la fusion de PLP et de FortisBC en janvier 2007, les facilités de crédit de PLP d'un montant de 5,4 millions $ ont été résiliées.

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

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

Fortis Generation

Au cours du premier trimestre de 2007, les facilités de crédit de Fortis Generation de 2 millions $ US ont été résiliées.

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



Au Au
(en millions) 30 septembre 2007 31 décembre 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations
liées aux contrats de
location-acquisition 4 614,5 $ 2 407,7 $
Classement à long terme des
facilités de crédit (note 6) 425,0 235,5
Frais de financement de la dette
reportés (note 3) (31,2) -
-------------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme et
des obligations liées aux
contrats de location-acquisition 5 008,3 2 643,2
Moins : versements à court terme au
titre de la dette à long terme
et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition (262,3) (84,8)
-------------------------------------------------------------------------
4 746,0 $ 2 558,4 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

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

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

Le 4 juillet 2007, FortisBC a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,90 % totalisant 105 millions $ et venant à échéance le 4 juillet 2047.

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

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

8. ACTIONS ORDINAIRES

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



30 septembre 2007 31 décembre 2006
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Emises et en Nombre Montant Nombre Montant
circulation d'actions (en millions) d'actions (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires 154 901 899 2 117,1 $ 104 091 542 829,0 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

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

Trois mois terminés le Neuf mois terminés le
30 septembre 2007 30 septembre 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
d'actions (en millions) d'actions (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Solde d'ouverture 154 045 903 2 103,4 $ 104 091 542 829,0 $
Appel public à
l'épargne - - 5 170 000 145,7
Appel public à
l'épargne -
Conversion de
reçus de
souscription - - 44 275 000 1 118,7
Conversion de
débentures 417 885 5,1 534 923 6,4
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 18 339 0,5 60 367 1,7
Régime de
réinvestissement
des dividendes 60 880 1,6 160 017 4,3
Régime d'achat
d'actions des
employés 104 401 2,7 195 768 5,2
Régimes d'options
sur actions 254 491 3,8 414 282 6,1
-------------------------------------------------------------------------
Solde de clôture 154 901 899 2 117,1 $ 154 901 899 2 117,1 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


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

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

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

Le 19 septembre 2007, les porteurs des débentures convertibles subordonnées non garanties à 5,50 % de la Société ont converti en 417 885 actions ordinaires de la Société une tranche de 5 millions $ US des débentures de 10 millions $ US de la Société.

Au 30 septembre 2007, 10 128 472 actions ordinaires demeuraient réservées pour émission aux termes des régimes d'achat d'actions, de réinvestissement des dividendes et d'options sur actions.

Au 30 septembre 2007, le nombre d'actions ordinaires réservées pour émission aux termes des débentures convertibles et des actions privilégiées de la Société s'établissait respectivement à 2 763 675 et à 26 000 000.

b. Résultat par action ordinaire

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Pour les trimestres terminés les 30 septembre 2007 et 2006, le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était respectivement de 154,5 millions et 103,6 millions, et, aux 30 septembre 2007 et 2006, le cumul annuel du nombre moyen pondéré des actions ordinaires en circulation s'élevait respectivement à 131,6 millions et à 103,5 millions.

Le résultat dilué par action ordinaire est calculé selon la méthode du rachat d'actions pour les options et selon la méthode de la conversion hypothétique pour les titres convertibles.

Le résultat par action ordinaire s'établit comme suit :



Trimestres terminés les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen moyen
pondéré Résultat pondéré Résultat
Bénéfice d'actions par Bénéfice d'actions par
(en (en action (en (en action
millions) millions) ordinaire millions) millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 30,8 $ 38,8 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions
en circulation 154,5 103,6
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de
base par
action
ordinaire 0,20 $ 0,37 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence
potentielle
des titres
dilutifs :
Options sur
actions - 1,3 - 1,2
Actions
privilégiées 4,2 11,5 4,2 14,1
Débentures
convertibles 0,7 3,0 0,2 1,9
-------------------------------------------------------------------------
Moins : effets
antidilutifs 35,7 170,3 43,2 120,8
Actions
privilégiées (4,2) (11,5) - -
Débentures
convertibles (0,6) (2,1) - -
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué
par action
ordinaire 30,9 $ 156,7 0,20 $ 43,2 $ 120,8 0,36 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Neuf mois terminés les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007 2006
-------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen moyen
pondéré Résultat pondéré Résultat
Bénéfice d'actions par Bénéfice d'actions par
(en (en action (en (en action
millions) millions) ordinaire millions) millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 113,8 $ 113,3 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions en
circulation 131,6 103,5
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de
base par
action
ordinaire 0,86 $ 1,09 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence
potentielle
des titres
dilutifs :
Reçus de
souscription - 10,4 - -
Options sur
actions - 1,3 - 1,2
Actions
privilégiées 12,5 11,5 12,5 14,1
Débentures
convertibles 2,3 3,2 0,7 1,9
-------------------------------------------------------------------------
Moins : effets
antidilutifs 128,6 158,0 126,5 120,7
Actions
privilégiées (12,5) (11,5) - -
Débentures
convertibles (1,6) (1,4) - -
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué
par action
ordinaire 114,5 $ 145,1 0,79 $ 126,5 $ 120,7 1,05 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


9. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

Options sur actions

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



Trois mois terminés le Neuf mois terminés le
30 septembre 2007 30 septembre 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Prix Prix
d'exercice d'exercice
Nombre moyen Nombre moyen
d'options pondéré d'options pondéré
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Options en cours au
début de la période 4 008 232 18,09 $ 3 550 055 16,11 $
Attribuées 136 832 25,76 $ 754 800 27,75 $
Annulées (34 743) 22,43 $ (34 743) 22,43 $
Exercées (254 491) 13,49 $ (414 282) 13,38 $
-------------------------------------------------------------------------
Options en cours à la
fin de la période 3 855 830 18,63 $ 3 855 830 17,71 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------


Détails quant aux options sur
actions en cours au 30 septembre
2007 :
Nombre d'options Prix d'exercice Date d'échéance
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
140 928 9,57 $ 2011
367 617 12,03 $ 2012
549 296 12,81 $ 2013
628 382 15,28 $ 2014
12 000 15,23 $ 2014
54 811 14,55 $ 2014
699 631 18,40 $ 2015
28 000 18,11 $ 2015
33 740 20,82 $ 2015
598 121 22,94 $ 2016
606 472 28,19 $ 2014
136 832 25,76 $ 2014
---------------------------------------------------------------------------
3 855 830
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Détails quant aux options sur
actions comportant des droits
acquis au 30 septembre 2007 :

Nombre d'options Prix d'exercice Date d'échéance
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
140 928 9,57 $ 2011
367 617 12,03 $ 2012
549 296 12,81 $ 2013
449 718 15,28 $ 2014
9 000 15,23 $ 2014
47 895 14,55 $ 2014
332 311 18,40 $ 2015
14 000 18,11 $ 2015
16 870 20,82 $ 2015
138 235 22,94 $ 2016
---------------------------------------------------------------------------
2 065 870
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Le prix d'exercice moyen pondéré des options sur actions comportant des droits acquis au 30 septembre 2007 était de 14,72 $.

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

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



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


Le 16 août 2007, la Société a attribué 136 832 options sur actions ordinaires en vertu de son régime de 2006 au cours moyen de 25,76 $, basé sur le volume des cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution. Les droits sur ces options sont acquis en proportions égales sur une période de quatre ans, à chaque anniversaire de l'attribution. Les options viennent à échéance sept ans après la date d'attribution. La juste valeur marchande des options attribuées était de 4,25 $ l'option.

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



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


La Société comptabilise une charge de rémunération à l'émission des options sur actions en vertu des régimes de 2002 et 2006. La charge de rémunération est amortie sur la période d'acquisition des options attribuées de quatre ans selon la méthode de la juste valeur. Selon cette méthode, une charge de rémunération respectivement de 0,6 million $ et 1,7 million $ a été comptabilisée pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007 (respectivement 0,4 million $ et 1,2 million $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2006).

Régime d'UAD des administrateurs

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

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

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

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



Trois mois terminés le Neuf mois terminés le
Nombre d'UAD 30 septembre 2007 30 septembre 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
UAD en cours au début de
la période 68 623 46 959
Attribuées - 20 859
Attribuées - dividendes
fictifs réinvestis 558 1 363
UAD rachetées - -
------------------------------------------------------------------------
UAD en cours à la fin de
la période 69 181 69 181
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, des charges respectivement de néant et 0,2 million $ ont été comptabilisées à l'égard du régime d'UAD des administrateurs (respectivement 0,2 million $ et 0,4 million $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2006).

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

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



Trois mois terminés le Neuf mois terminés le
Nombre d'UAI 30 septembre 2007 30 septembre 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
UAI en cours au début de
la période 66 548 66 845
Attribuées - 19 570
Attribuées - dividendes
fictifs réinvestis 542 1 358
UAI rachetées - (20 683)
------------------------------------------------------------------------
UAI en cours à la fin de
la période 67 090 67 090
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


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

Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, des charges respectivement de 0,2 million $ et 0,4 million $ ont été comptabilisées par rapport au régime d'UAI (respectivement 0,2 million $ et 0,4 million $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2006).

10. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

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



Trois mois
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Solde
d'ouverture Variation Solde de clôture
(en millions) 30 juin 2007 nette 30 septembre 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes, déduction
faite des activités
de couverture (75,4)$ (7,5)$ (82,9)$
(Pertes) gains sur
instruments dérivés
désignés comme
couvertures de flux
de trésorerie, après
impôts (0,1) (0,4) (0,5)
Pertes nettes (gains
nets) sur instruments
dérivés
antérieurement
abandonnés à titre
de couvertures
de flux de trésorerie,
après impôts (5,3) 0,1 (5,2)
------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du résultat
étendu (80,8)$ (7,8)$ (88,6)$
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Neuf mois
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Solde Montant Solde de
d'ouverture transitoire clôture
1er janvier 1er janvier Variation 30 septembre
(en millions) 2007 2007 nette 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Pertes de change
latentes, déduction
faite des activités
de couverture (51,5)$ - $ (31,4)$ (82,9)$
(Pertes) gains sur
instruments dérivés
désignés comme
couvertures de flux
de trésorerie,
après impôts - (0,5) - (0,5)
Pertes nettes (gains
nets) sur
instruments
dérivés
antérieurement
abandonnés à titre
de couvertures
de flux de
trésorerie,
après impôts - (5,5) 0,3 (5,2)
------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du
résultat étendu (51,5)$ (6,0)$ (31,1)$ (88,6)$
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


11. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et ses filiales maintiennent chacune un régime ou une combinaison de régimes de retraite à prestations déterminées, de régimes de retraite à cotisations déterminées et de régimes enregistrés d'épargne-retraite ("REER") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des régimes à prestations déterminées était respectivement de 10,1 millions $ et 22,1 millions $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, (respectivement 4,6 millions $ et 14,1 millions $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2006). Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les coûts liés au régime de retraite à prestations déterminées et au REER collectif ont été respectivement de 1,1 million $ et 3,3 millions $ (respectivement 0,9 million $ et 2,5 millions $ pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2006).

12. FRAIS FINANCIERS



Trois mois terminés Neuf mois terminés les
les 30 septembre 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(en millions) 2007 2006 2007 2006
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Intérêts - Dette à long
terme et
obligations
liées aux
contrats de
location-
acquisition 81,4 $ 39,2 $ 185,1 $ 114,8 $
- Emprunts à
court
terme 8,7 1,9 15,9 4,9
Intérêts attribués à la
construction (2,6) (1,0) (5,6) (3,1)
Intérêts gagnés (0,5) (0,8) (2,3) (2,9)
Perte de change latente
(gain de change latent)
sur la dette à long terme 0,2 (0,4) 0,4 (1,8)
Dividendes sur actions
privilégiées 4,2 4,2 12,5 12,5
------------------------------------------------------------------------
91,4 $ 43,1 $ 206,0 $ 124,4 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


13. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

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



Trois mois terminés Neuf mois terminés
les 30 septembre les 30 septembre
(%) (%)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
2007 2006 2007 2006
------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition prévu par
la loi 35,0 35,2 35,0 35,2
Dividendes sur actions
privilégiées 3,7 3,2 3,1 3,2
Ecarts entre les taux canadiens
prévus par la loi et les
taux applicables aux
filiales étrangères (15,2) (9,8) (9,1) (6,4)
Eléments capitalisés aux
fins comptables mais passés
en charges aux fins fiscales (17,2) (10,6) (16,1) (12,3)
Autres écarts temporaires (6,0) (1,8) (3,8) (1,5)
Incidence de la réduction des
taux d'imposition sur les
soldes d'impôts futurs - - - (2,8)
Modification de la convention
de constatation des
produits de Newfoundland Power 0,2 0,3 0,8 0,8
Nouvelle cotisation d'impôt
de Maritime Electric - 0,1 - 1,2
Coûts des régimes de retraite 1,5 0,3 (0,1) (0,4)
Divers 3,2 (2,8) 0,7 (0,6)
------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition effectif 5,2 14,1 10,5 16,4
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


14. ACQUISITION D'ENTREPRISES

Terasen

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

Terasen possède et exploite les entreprises de distribution de gaz naturel établies par Terasen Gas. Terasen Gas est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique, servant plus de 900 000 clients, ou 95 % des consommateurs de gaz naturel de la province.

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

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



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


Fortis Properties

Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition d'actifs, notamment le Delta Regina Hotel, le Saskatchewan Trade and Convention Centre, des immeubles de bureaux d'une superficie de 52 000 pieds carrés et un parc de stationnement à étages à Regina, en Saskatchewan, pour un prix d'achat au comptant totalisant environ 50,0 millions $, y compris les coûts d'acquisition.

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

La juste valeur préliminaire attribuée aux actifs nets acquis, sous réserve des rajustements de clôture définitifs, s'établit comme suit :



(en millions) Total
----------------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux actifs nets :
Biens productifs 50,0 $
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------



15. INFORMATION SECTORIELLE

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

Trois mois terminés les
30 septembre 2007

(en millionsde dollars)
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Services
publics de
gaz Services publics d'électricité
---------------------------------------------------------------------------
Terasen
Gas - Fortis Fortis NF Autres Total Total
Canada1 Alberta BC Power Canada2 Canada Caraïbe3
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 227,3 69,7 52,4 88,9 63,0 274,0 79,6
Coûts
d'approvisionn
ement
énergétique 118,5 - 14,2 58,8 40,7 113,7 42,7
Charges
d'exploitation 56,3 30,8 15,9 11,7 7,0 65,4 10,6
Amortisssement 23,6 19,1 7,7 6,4 4,2 37,4 6,8
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 28,9 19,8 14,6 12,0 11,1 57,5 19,5
Frais
financiers 32,2 9,0 6,9 8,5 4,2 28,6 3,9
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 0,4 (3,9) 1,5 0,7 2,5 0,8 0,4
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,1 - 0,1 5,4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) (3,7) 14,7 6,2 2,7 4,4 28,0 9,8
---------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires (3,7) 14,7 6,2 2,7 4,4 28,0 9,8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition 906,7 227,0 220,7 - 62,8 510,5 127,4
Actifs
identifiables 3 402,3 1 248,2 884,2 961,5 465,5 3 559,4 627,3
---------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 309,0 1 475,2 1 104,9 961,5 528,3 4 069,9 754,7
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 50,3 66,6 36,2 21,1 10,1 134,0 23,4
---------------------------------------------------------------------------


Trois mois terminés les
30 septembre 2007

(en millions de dollars)

SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------

Siège Elimination
Fortis Fortis social et inter-
Generation Properties autres sectorielle Consolidé
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 16,9 53,6 8,3 (8,7) 651,0
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 1,5 - - (4,2) 272,2
Charges
d'exploitation 3,6 31,8 5,3 (1,3) 171,7
Amortisssement 2,5 3,4 1,9 - 75,6
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 9,3 18,4 1,1 (3,2) 131,5
Frais financiers 2,4 6,2 21,3 (3,2) 91,4
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 1,7 4,2 (5,4) - 2,1
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 - - - 5,7
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte
nette) 5,0 8,0 (14,8) - 32,3
---------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 1,5 - 1,5
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 5,0 8,0 (16,3) - 30,8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart d'acquisition - - - - 1 544,6
Actifs
identifiables 229,5 541,4 120,5 (19,0) 8 461,4
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 229,5 541,4 120,5 (19,0) 10 006,0
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 3,4 4,0 0,5 - 215,6
---------------------------------------------------------------------------


Trois mois terminés les
30 septembre 2006

(en millions de dollars)
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Services
publics de
gaz Services publics d'électricité
---------------------------------------------------------------------------
Terasen
Gas - Fortis Fortis NF Autres Total Total
Canada1 Alberta BC Power Canada2 Canada Caraïbe3
---------------------------------------------------------------------------

Produits
d'exploitation - 64,6 48,7 78,5 64,2 256,0 26,6
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - - - 3,2
Coûts
d'approvisionnement
énergétique - - 14,3 47,7 41,9 103,9 15,0
Charges
d'exploitation - 28,8 14,8 12,1 6,7 62,4 3,0
Amortissement - 17,0 6,7 6,5 3,9 34,1 1,7
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation - 18,8 12,9 12,2 11,7 55,6 10,1
Frais
financiers - 7,7 6,1 8,3 4,2 26,3 0,4
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) - (1,2) 1,1 1,2 2,8 3,9 0,4
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,1 - 0,1 1,6
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux
actions
ordinaires - 12,3 5,7 2,6 4,7 25,3 7,7
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition - 228,6 220,7 - 62,8 512,1 38,7
---------------------------------------------------------------------------
Actifs
identifiables - 1 063,7 772,6 897,5 426,8 3 160,6 288,1
Actifs des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - - - 168,2
---------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif - 1 292,3 993,3 897,5 489,6 3 672,7 495,0
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut - 59,8 24,8 14,2 10,1 108,9 4,9
---------------------------------------------------------------------------


Trois mois terminés les
30 septembre 2006

(en millions de dollars)

SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
-------------------------------------------------------

Siège Elimination
Fortis Fortis social et inter-
Generation Properties autres sectorielle Consolidé
---------------------------------------------------------------------------

Produits
d'exploitation 19,4 43,9 2,2 (9,4) 338,7
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - 3,2
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 1,4 - - (6,7) 113,6
Charges
d'exploitation 3,3 26,1 2,0 (1,3) 95,5
Amortissement 2,6 3,2 0,7 - 42,3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 12,1 14,6 (0,5) (1,4) 90,5
Frais financiers 2,6 5,2 10,0 (1,4) 43,1
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 1,5 3,1 (2,2) - 6,7
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 - - - 1,9
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 7,8 6,3 (8,3) - 38,8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart d'acquisition - - - - 550,8
---------------------------------------------------------------------------
Actifs identifiables 235,1 437,6 75,1 (15,3) 4 181,2
Actifs des
placements
comptabilisés
à la valeur
de consolidation - - - - 168,2
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235,1 437,6 75,1 (15,3) 4 900,2
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 0,3 3,5 0,7 - 118,3
---------------------------------------------------------------------------

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


Neuf mois terminés les
30 septembre 2007

(En million de dollars)
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Services
publics
de gaz Services publics d'électricité
---------------------------------------------------------------------------
Terasen
Gas - Fortis Fortis NF Autres Total Total
Canada1 Alberta BC Power Canada2 Canada Caraïbes3
---------------------------------------------------------------------------

Produits
d'exploitation 356,9 201,7 167,6 358,0 198,0 925,3 231,0
Coûts
d'approvison-
nement
énergétique 191,4 - 47,5 238,8 132,1 418,4 127,4
Charges
d'exploitation 84,0 90,2 48,8 38,5 21,0 198,5 38,8
Amortissement 35,2 55,7 23,2 25,2 12,5 116,6 21,0
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 46,3 55,8 48,1 55,5 32,4 191,8 43,8
Frais
financiers 47,4 26,4 19,1 25,0 12,6 83,1 11,4
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 1,0 (12,7) 4,6 8,9 7,5 8,3 1,2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,4 - 0,4 9,7
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) (2,1) 42,1 24,4 21,2 12,3 100,0 21,5
---------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires (2,1) 42,1 24,4 21,2 12,3 100,0 21,5
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition 906,7 227,0 220,7 - 62,8 510,5 127,4
Actifs
identifiables 3 402,3 1 248,2 884,2 961,5 465,5 3 559,4 627,3
---------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 309,0 1 475,2 1 104,9 961,5 528,3 4 069,9 754,7
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant
brut 64,0 205,2 108,0 52,8 26,0 392,0 70,0
---------------------------------------------------------------------------


Neuf mois terminés les
30 septembre 2007

(En million de dollars)

SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Elimination
Fortis Fortis Siège social inter-
Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
---------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 55,7 140,9 16,1 (26,0) 1 699,9
Coûts
d'approvisonnement
énergétique 5,3 - - (13,2) 729,3
Charges
d'exploitation 11,2 89,3 8,4 (4,2) 426,0
Amortissement 7,9 9,8 3,9 - 194,4
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 31,3 41,8 3,8 (8,6) 350,2
Frais financiers 7,2 17,8 47,7 (8,6) 206,0
Impôts sur les
bénéfices de
société
(recouvrement) 6,2 8,2 (9,8) - 15,1
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,7 - (0,1) - 10,7
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 17,2 15,8 (34,0) - 118,4
---------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 4,6 - 4,6
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 17,2 15,8 (38,6) - 113,8
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition - - - - 1 544,6
Actifs
identifiables 229,5 541,4 120,5 (19,0) 8 461,4
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 229,5 541,4 120,5 (19,0) 10 006,0
---------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 11,3 9,6 1,3 - 548,2
---------------------------------------------------------------------------


Neuf mois terminés les
30 septembre 2006

(En million de dollars)
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Services
publics
de gaz Services publics d'électricité
---------------------------------------------------------------------------
Terasen
Gas - Fortis Fortis NF Autres Total Total
Canada1 Alberta BC Power Canada2 Canada Caraïbes3
---------------------------------------------------------------------------

Produits
d'exploitation - 185,0 157,3 307,6 189,4 839,3 69,4
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - - - 6,9
Coûts
d'approvisonnement
énergétique - - 47,4 188,0 127,9 363,3 40,1
Charges
d'exploitation - 84,4 46,2 39,2 20,4 190,2 8,4
Amortissement - 51,2 20,4 24,2 11,6 107,4 4,5
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation - 49,4 43,3 56,2 29,5 178,4 23,3
Frais
financiers - 22,0 17,4 24,4 11,6 75,4 3,7
Gain à la
cession d'un
bien productif - - - - - - -
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) - (5,7) 4,9 10,0 7,4 16,6 1,1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - 0,5 - 0,5 3,3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires - 33,1 21,0 21,3 10,5 85,9 15,2
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition - 228,6 220,7 - 62,8 512,1 38,7
---------------------------------------------------------------------------
Actifs
identifiables - 1 063,7 772,6 897,5 426,8 3 160,6 288,1
Actif des
placements
comptabilisés
à la valeur de
consolidation - - - - - - 168,2
---------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif - 1 292,3 993,3 897,5 489,6 3 672,7 495,0
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut - 175,9 73,0 41,2 24,4 314,5 11,6
---------------------------------------------------------------------------


Neuf mois terminés les
30 septembre 2006

(En million de dollars)

SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
---------------------------------------------------------------------------
Elimination
Fortis Fortis Siège social inter-
Generation Properties et autres sectorielle Consolidé
---------------------------------------------------------------------------

Produits
d'exploitation 59,2 121,0 6,4 (23,6) 1 071,7
Quote-part du
bénéfice d'un
placement - - - - 6,9
Coûts
d'approvisonnement
énergétique 4,8 - - (14,2) 394,0
Charges
d'exploitation 11,2 77,0 7,5 (4,0) 290,3
Amortissement 7,9 8,9 2,2 - 130,9
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 35,3 35,1 (3,3) (5,4) 263,4
Frais financiers 7,8 15,3 27,6 (5,4) 124,4
Gain à la cession
d'un bien
productif - (2,1) - - (2,1)
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 6,6 6,0 (7,2) - 23,1
Part des
actionnaires
sans contrôle 1,0 - (0,1) - 4,7
---------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 19,9 15,9 (23,6) - 113,3
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Ecart
d'acquisition - - - - 550,8
---------------------------------------------------------------------------
Actifs
identifiables 235,1 437,6 75,1 (15,3) 4 181,2
Actif des
placements
comptabilisés à
la valeur de
consolidation - - - - 168,2
---------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235,1 437,6 75,1 (15,3) 4 900,2
---------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 2,8 15,3 1,7 - 345,9
---------------------------------------------------------------------------


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


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

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

b. Opérations intersectorielles

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



Opérations intersectorielles Trois mois Neuf mois
terminés les terminés les
30 septembre 30 septembre
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(en millions) 2007 2006 2007 2006
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis Generation
à Belize Electricity 4,1 $ 6,2 $ 12,5 $ 13,2 $
Ventes de Fortis Generation
à FortisOntario 0,1 0,4 0,7 1,0
Ventes de Newfoundland Power
à Fortis Properties 0,8 0,9 2,9 2,8
Frais financiers intersectoriels
relatifs aux emprunts suivants :
Du siège social aux services publics
réglementés au Canada 0,4 0,4 1,7 1,1
Du siège social à Fortis Properties 2,5 1,1 6,1 3,2
De Fortis Generation
à Belize Electricity - - - 0,7
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


16. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

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

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

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

Le 26 mars 2007, le ministre de la Petite entreprise et du Revenu et le ministre responsable de la Réforme réglementaire (le "ministère") en Colombie-Britannique ont rendu une décision concernant l'appel de Terasen Gas s'opposant à l'avis de cotisation additionnelle de la British Columbia Social Service Tax pour le montant de 37,1 millions $, incluant les intérêts sur le pipeline Southern Crossing dont la construction a été terminée en 2000. Le ministre a réduit le montant de la cotisation à 7 millions $, incluant les intérêts, montant qui a été entièrement payé afin d'éviter une augmentation des intérêts courus et constaté à titre d'actif réglementaire à long terme reporté. Le 22 juin 2007, Terasen Gas a interjeté appel de cette décision devant la Cour suprême de la Colombie-Britannique (note 5).

Au cours du troisième trimestre de 2007, une filiale de Terasen a reçu des avis d'imposition de l'Agence du revenu du Canada relativement à des impôts supplémentaires pour l'année d'imposition 1999. L'exposition au risque a été pleinement couverte dans les états financiers consolidés. Terasen a l'intention d'en appeler de ces avis d'imposition.

Engagements

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

Terasen Gas est partie à divers contrats d'achat de gaz comportant des obligations totalisant 791,5 millions $ au 30 septembre 2007. Ces obligations sont basées sur les prix du marché, lesquels varient en fonction des indices des prix du gaz naturel. Le montant reflète les prix de l'indice en vigueur au 30 septembre 2007.

Terasen Gas détient aussi divers contrats de location-acquisition et de location-exploitation associés à l'équipement, aux installations et aux actifs de distribution de gaz naturel comportant des obligations qui totalisaient 185,7 millions $ au 30 septembre 2007.

Au 30 septembre 2007, les engagements liés au remboursement de la dette à long terme des états financiers consolidés de Terasen s'établissaient à 2,08 milliards $.

17. EVENEMENT POSTERIEUR A LA DATE DU BILAN

Le 2 octobre 2007, TGI a émis des débentures à moyen terme à 6,00 % d'un montant de 250,0 millions $ venant à échéance en octobre 2037. Le produit tiré des débentures a servi au remboursement de la dette venant à échéance en octobre 2007.

18. CHIFFRES CORRESPONDANTS

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

INFORMATION SUR LA SOCIETE

Fortis Inc., la plus importante entreprise de distribution privée au Canada, sert près de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Ses actifs s'élèvent à 10 milliards $. Fortis détient notamment une entreprise gazière réglementée et des entreprises d'électricité réglementées réparties dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Elle possède par ailleurs des entreprises de production hydroélectrique non réglementées un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Fortis est également propriétaire d'hôtels et d'immeubles commerciaux au Canada. Les actions de Fortis Inc. sont négociées à la Bourse de Toronto sous le symbole FTS. Il est possible d'obtenir des renseignements complémentaires sur la Société en consultant le site www.fortisinc.com.



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


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

Renseignements

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