Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

10 août 2006 19h28 HE

Fortis génère un bénéfice de 37,9 millions $ au deuxième trimestre

ST JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(CCNMatthews - 10 août 2006) - Fortis Inc. (TSX:FTS) a affiché un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 37,9 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2006, à comparer à un bénéfice de 38,2 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre de 2005. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 74,5 millions $, ou de 0,72 $ par action ordinaire, à comparer à un bénéfice de 77,4 millions $, ou de 0,77 $ par action ordinaire, à la période correspondante de l'exercice précédent.

Au deuxième trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice incluait un ajustement après impôt positif de 7,0 millions $ du bénéfice de FortisAlberta, attribuable pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures. Le bénéfice du deuxième trimestre de l'exercice précédent comprenait aussi un ajustement positif de 1,1 million $ du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities associé à une modification de pratique comptable liée à la constatation du revenu non facturé. Lorsqu'on exclut ces postes, le bénéfice de la Société est de 7,8 millions $ plus élevé au deuxième trimestre de 2006, par rapport à celui du deuxième trimestre de 2005. La hausse est attribuable à la baisse de l'impôt sur le bénéfice de la Société pour une bonne part chez FortisAlberta, à l'amélioration de la production hydroélectrique au Belize, à la progression du bénéfice chez Fortis Properties et à un gain sur change réalisé sur la conversion de dettes de la Société libellées en dollars américains. La hausse a été en partie annulée par la baisse du bénéfice chez Newfoundland Power associée au déplacement de produits, depuis le premier semestre de 2006 au deuxième semestre de 2006, lors de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits basée sur les faits générateurs, à compter du 1er janvier 2006. On prévoit que, sur une base annuelle, le bénéfice de Newfoundland Power demeurera comparable à celui de l'exercice précédent. Le bénéfice de la Société a également été modéré par la comptabilisation de l'effet cumulé des accords de règlement négocié, approuvés par les autorités de réglementation, au deuxième trimestre de 2006, chez FortisAlberta et chez FortisBC.

Au deuxième trimestre de 2006, la production non réglementée de Fortis a contribué 6,7 millions $ au bénéfice, à comparer à 3,2 millions $ au deuxième trimestre de l'exercice précédent. La progression est attribuable à l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize, progression annulée en partie par la baisse des prix moyens de vente en gros en Ontario. Au deuxième trimestre de 2006, le prix moyen de vente en gros de l'énergie, par mégawattheure, en Ontario, a été de 45,32 $, à comparer à 60,24 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Le président et chef de la direction de Fortis Inc., M. Stan Marshall, a déclaré : " Nos installations hydroélectriques de Chalillo et de Mollejon, en aval, au Belize, ont généré presque cinq fois plus d'électricité à ce trimestre qu'au deuxième trimestre de l'exercice précédent. Le 31 juillet 2006, le réservoir de Chalillo a atteint son plein niveau d'approvisionnement et nos installations hydroélectriques du Belize ont généré pour l'exercice à ce jour environ 80 gigawattheures, en regard de 68 gigawattheures pour tout l'exercice de 2005. " Le réservoir de Chalillo, au plein niveau d'approvisionnement, contient l'équivalent de 45 gigawattheures de production hydroélectrique.

Au deuxième trimestre de 2006, les services publics réglementés du Canada ont contribué 25,4 millions $ au bénéfice par rapport à 34,8 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'ajustement favorable du bénéfice chez FortisAlberta au deuxième trimestre de 2005, le bénéfice est de 2,4 millions $ moindre d'un trimestre à l'autre. La hausse du bénéfice associée à l'accroissement des ventes d'électricité des services publics de l'Ouest a accru les taux d'électricité chez FortisBC et la baisse des impôts sur le bénéfice de la Société, surtout chez FortisAlberta, a été plus qu'annulée par le déplacement trimestriel de produits chez Newfoundland Power et par l'effet de la comptabilisation au deuxième trimestre de 2006 des effets cumulés des accords de règlement négocié par les services publics de l'Ouest, notamment une baisse de taux de l'électricité de 1,9 % chez FortisAlberta.

M. Marshall a précisé : "Ce fut une période active pour nos services publics sur le plan de la réglementation, car quatre de nos cinq services publics réglementés canadiens ont obtenu des approbations tarifaires des autorités de réglementation. FortisAlberta et FortisBC ont tous les deux conclu des accords de règlement négocié avec leurs clients et avec leurs parties prenantes, accords qui ont été approuvés par les autorités de réglementation respectives des services publics, supprimant ainsi la nécessité d'audiences complètes. Chez FortisBC, un nouveau mécanisme d'établissement des tarifs fondé sur le rendement et portant sur plusieurs années a également été approuvé."

Les services publics réglementés des Caraïbes ont généré un bénéfice de 4,4 millions $, à comparer à 5,0 millions $ au deuxième trimestre de 2005. Lorsqu'on exclut l'ajustement positif apporté au revenu de participation du deuxième trimestre de 2005, provenant de Caribbean Utilities, le bénéfice est de 0,5 million $ plus élevé, d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'un relèvement général de 11 % des taux d'électricité chez Belize Electricity, à compter du 1er juillet 2005.

M. Marshall ajoute : "Tout au long du trimestre, les services publics de Fortis sont demeurés focalisés sur la conduite à terme des initiatives d'immobilisations afin de satisfaire les besoins des clients actuels et nouveaux et d'améliorer la fiabilité des réseaux électriques. Fortis prévoit investir en 2006 presque 450 millions $ dans le cadre de son programme consolidé de dépenses en immobilisations, dont presque la moitié a été faite à ce jour. La plus grande partie de cet investissement en immobilisations est attribuable à la solide croissance de la clientèle enregistrée par nos services publics de l'ouest du Canada."

Fortis Properties a contribué 8,1 millions $ au bénéfice au deuxième trimestre, à comparer à 4,8 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats ont été supérieurs, en raison surtout d'un gain après impôts de 1,6 million $ réalisé sur la vente de l'hôtel Days Inn Sydney et de la baisse de l'impôt sur le bénéfice de la Société.

M. Marshall conclut en ces termes : "Lorsqu'on envisage l'avenir, Fortis prévoit un solide rendement continu en provenance de ses entreprises réglementées, notamment FortisAlberta et FortisBC, de son service de production hydroélectrique non réglementée et de son entreprise immobilière."

Fortis Inc.

Examen et analyse par la direction, période intermédiaire Pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006 En date du 4 août 2006

L'analyse ci-dessous devrait être lue de concert avec les états financiers consolidés non vérifiés intermédiaires de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006 et avec l'Examen et l'analyse par la direction ainsi qu'avec les Etats financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005 inclus dans le Rapport annuel de 2005 de la Société. Cette documentation a été préparée conformément à la Norme canadienne 51-102 visant l'Examen et l'analyse par la direction. L'information financière présentée dans le présent communiqué a été préparée conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada ("PCGR canadiens") et elle est présentée en dollars canadiens, sauf avis contraire.

Fortis inclut des énoncés prospectifs dans cette documentation. En raison de leur caractère même, les énoncés prospectifs sont fondés sur des hypothèses sous-jacentes et sont exposés à des risques et à des incertitudes inhérents concernant les attentes générales pour l'avenir. Ces événements comprennent, sans toutefois s'y limiter, la conjoncture économique générale, boursière et commerciale, l'évolution de la réglementation, les conditions météorologiques et la concurrence. Fortis met en garde le lecteur sur le fait que, advenant la concrétisation de certains de ces événements ou incertitudes, ou advenant que les hypothèses sur lesquelles sont fondées les prévisions s'avèrent incorrectes, les résultats réels pourraient bien être fort différents des attentes. Pour obtenir des renseignements additionnels concernant certains de ces risques ou de ces facteurs, on devrait se reporter aux documents de divulgation continue déposés régulièrement par la Société auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières. La Société nie toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, à la suite de renseignements nouveaux, d'événements éventuels ou d'autres facteurs.

Fortis est avant tout une société internationale diversifiée de portefeuille de services publics d'électricité qui a des investissements surtout dans des services publics réglementés de distribution d'électricité au Canada et dans la région des Caraïbes, desservant plus d'un million de clients d'électricité et satisfaisant une demande de pointe d'environ 5 000 mégawatts ("MW"). La Société possède et exploite aussi des actifs de production non réglementée, des immeubles commerciaux et des hôtels.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux d'électricité sûrs et la livraison sûre et fiable d'électricité aux clients à des coûts raisonnables, encourus avec prudence. L'entreprise principale de distribution d'électricité de la Société fait l'objet d'une réglementation rigoureuse et Fortis isole ses entreprises de services publics par domaines de franchise et, selon les exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs. Les secteurs d'exploitation et de rapport de la Société sont les suivants : i) services publics réglementés - au Canada, ii) services publics réglementés - aux Caraïbes, iii) Services non réglementés - production de Fortis, iv) entreprises non réglementées - Fortis Properties, et v) Siège social. Les services publics réglementés au Canada, de la Société, ont des exploitations dans cinq provinces, ce qui fait de Fortis le chef de file de son secteur d'entreprise. Les exploitations de services publics, comprenant le secteur d'exploitation des Services publics réglementés - au Canada de la Société, sont FortisAlberta, FortisBC, Newfoundland Power, FortisOntario et Maritime Electric, à l'Ile-du-Prince-Edouard ("I.-P.-E."). Le secteur d'exploitation des Services publics réglementés - aux Caraïbes, de la Société, comprend Belize Electricity, dont Fortis détient une participation majoritaire de 70,1 %, et Caribbean Utilities, le seul fournisseur d'électricité de Grand Cayman, dont Fortis détient une participation de 37,4 %. Le bénéfice des services publics réglementés de la Société est surtout calculé en appliquant les méthodes conventionnelles du coût du service et du taux de rendement; toutefois, le bénéfice est dans l'ensemble exposé à l'évolution des taux d'intérêt associée aux mécanismes d'établissement des tarifs.

Les actifs de production non réglementée de la Société, exploités dans trois pays, sont surtout hydroélectriques et ont une capacité de production réunie de 195 MW. Par l'intermédiaire de sa filiale non réglementée Fortis Properties, la Société possède et exploite quatorze hôtels, comptant plus de 2 800 chambres, dans six provinces du Canada, et 2,7 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux, dans la région Atlantique du Canada.

Fortis a adopté une stratégie d'expansion profitable, le bénéfice par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les faits saillants d'ordre financier, notamment les bénéfices sectoriels, pour le deuxième trimestre et pour le cumul semestriel, terminés le 30 juin, sont présentés dans le tableau suivant.



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Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
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(En millions $, sauf le
bénéfice par
action ordinaire) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Produits et
revenu de
participation 345,9 365,0 (19,1) 736,7 746,7 (10,0)
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Flux de trésorerie
lié à l'exploitation 57,8 49,9 7,9 107,2 129,2 (22,0)
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Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 37,9 38,2 (0,3) 74,5 77,4 (2,9)
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Bénéfice par
action ordinaire
avant dilution
($) (1) 0,37 0,37 - 0,72 0,77 (0,5)
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Bénéfice par
action ordinaire
après dilution
($) (1) 0,35 0,34 0,1 0,69 0,70 (0,1)
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Bénéfice net sectoriel
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Trimestre Cumul semestriel
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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FortisAlberta 11,3 14,7 (3,4) 20,8 22,6 (1,8)
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FortisBC (2) 3,4 5,4 (2,0) 15,3 14,3 1,0
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Newfoundland
Power 8,0 11,5 (3,5) 18,7 24,5 (5,8)
-------------------------------------------------------------------
Maritime Electric 2,2 2,3 (0,1) 4,3 4,4 (0,1)
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FortisOntario (3) 0,5 0,9 (0,4) 1,4 2,0 (0,6)
-------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
- Canada 25,4 34,8 (9,4) 60,5 67,8 (7,3)
-------------------------------------------------------------------
Belize
Electricity 2,3 1,9 0,4 3,8 2,8 1,0
-------------------------------------------------------------------
Caribbean
Utilities -
Revenu de
participation 2,1 3,1 (1,0) 3,7 5,6 (1,9)
-------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
- Caraïbes 4,4 5,0 (0,6) 7,5 8,4 (0,9)
-------------------------------------------------------------------
Total, services
publics
réglementés 29,8 39,8 (10,0) 68,0 76,2 (8,2)
-------------------------------------------------------------------
Non réglementés -
Production de
Fortis (4) 6,7 3,2 3,5 12,1 13,2 (1,1)
-------------------------------------------------------------------
Non réglementés -
Fortis
Properties 8,1 4,8 3,3 9,6 6,4 3,2
-------------------------------------------------------------------
Siège social (6,7) (9,6) 2,9 (15,2) (18,4) 3,2
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions
ordinaires 37,9 38,2 (0,3) 74,5 77,4 (2,9)
-------------------------------------------------------------------


(1) Les données sur le bénéfice par action ordinaire pour 2005 ont été reformulées de manière à refléter le fractionnement des actions de 4-pour-1 mené à terme en octobre 2005.

(2) Comprend les exploitations réglementées de FortisBC Inc. et les services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrows Lake ainsi que le réseau de distribution détenu par la ville de Kelowna. Comprend aussi Princeton Light and Power Company, Limited (" PLP "), mais ne comprend pas les exploitations de production d'électricité non réglementées du partenariat en propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power Partnership. Les résultats financiers concernant PLP ne sont présentés dans les résultats financiers sectoriels de FortisBC qu'à compter du 31 mai 2005, date de l'acquisition de PLP par Fortis, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive indirecte.

(3) FortisOntario comprend Canadian Niagara Power Inc. ("Canadian Niagara Power" ou Société canadienne d'énergie Niagara) et Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited ("Cornwall Electric").

(4) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au centre de Terre-Neuve, en Ontario, au Belize, en Colombie-Britannique et dans le territoire supérieur de l'Etat de New York.

VUE D'ENSEMBLE DES RESULTATS CONSOLIDES

Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 37,9 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, en regard du bénéfice de 38,2 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre de 2005. Le bénéfice du deuxième trimestre de l'exercice précédent comprenait un ajustement après impôt positif de 7,0 millions $ du bénéfice de FortisAlberta attribuable pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures, ayant eu un effet favorable sur les produits. Au deuxième trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice comprenait aussi un ajustement positif de 1,1 million $ du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities, en rapport avec une modification de la pratique comptable appliquée à la comptabilisation des produits non facturés. Lorsqu'on exclut ces postes, le bénéfice de la Société est de 7,8 millions $ plus élevé au deuxième trimestre de 2006, par rapport au deuxième trimestre de 2005. La hausse est attribuable à la baisse des impôts sur le bénéfice de la Société, surtout chez FortisAlberta, à l'amélioration de la production d'électricité au Belize, à la progression du bénéfice chez Fortis Properties et à un gain de change réalisé sur la conversion de dettes de la Société libellées en dollars américains. La hausse a été en partie annulée par la baisse du bénéfice chez Newfoundland Power associée au déplacement de produits, depuis le premier semestre de 2006 au deuxième semestre de 2006, lors de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs, à compter du 1er janvier 2006, et à l'effet de la comptabilisation des effets cumulés des accords de règlement négocié approuvés par les autorités de réglementation au deuxième trimestre de 2006 chez FortisAlberta et chez FortisBC.

Le bénéfice net au premier semestre de 2006 a été de 74,5 millions $, ou de 0,72 $ par action ordinaire, en regard de 77,4 millions $, ou de 0,77 $ par action ordinaire, au premier semestre de 2005. Lorsqu'on exclut les postes non récurrents inclus au deuxième trimestre de 2005, décrits ci-dessus, et le gain après impôt de 7,9 millions $ résultant du règlement de questions d'ordre contractuel (le " Règlement Ontario Power ") conclu par FortisOntario et par Ontario Power Generation Inc. (" OPGI ") au premier trimestre de 2005, le bénéfice du premier semestre de 2006 est de 13,1 millions $ supérieur à celui du premier semestre de 2005. La progression est attribuable surtout aux facteurs décrits pour le trimestre, auxquels il faut ajouter l'effet favorable de la hausse générale de 11 % des taux d'électricité chez Belize Electricity, à compter du 1er juillet 2005, facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse des revenus de participation provenant de Caribbean Utilities, associée au calendrier de comptabilisation des dépenses de combustible reportées antérieurement.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES - AU CANADA
FortisAlberta

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FortisAlberta
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
--------------------------------------------------------------------
2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
--------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(en GWh) 3 538 3 402 136 7 292 7 087 205
--------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------
Produits 58,6 75,7 (17,1) 120,4 134,3 (13,9)
--------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 26,9 27,9 (1,0) 55,6 54,8 0,8
--------------------------------------------------------------------
Amortissement 18,5 16,9 1,6 34,2 30,7 3,5
--------------------------------------------------------------------
Frais financiers 7,5 5,8 1,7 14,3 11,8 2,5
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Impôts sur la
Société (5,6) 10,4 (16,0) (4,5) 14,4 (18,9)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice 11,3 14,7 (3,4) 20,8 22,6 (1,8)
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Réglementation : Le 29 juin 2006, FortisAlberta a reçu de l'Alberta Energy and Utilities Board (l'"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 le 12 décembre 2005. L'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, applicable le 1er janvier 2006 et fondé sur un taux de rendement autorisé du capital-actions ordinaires ("RCA") de 8,93 %, s'est traduit par des besoins en revenus de distribution, excluant les revenus divers et les ajouts d'ajustement, de 217,1 millions $ et de 228,2 millions $ pour 2006 et pour 2007, respectivement. Ceci entraîne une baisse des taux d'électricité de 1,9 % en 2006 et une hausse des tarifs d'électricité de 0,7 % en 2007. Les besoins en revenu reflètent une prévision de dépenses d'exploitation de 100,8 millions $ et de 100,1 millions $ pour 2006 et pour 2007, respectivement. Des dépenses d'exploitation additionnelles de 13,0 millions $ et de 13,5 millions $ en 2006 et en 2007, respectivement, seront récupérées au moyen d'ajouts tarifaires distincts au cours de ces années. Le besoin en revenu reflète aussi les dépenses en immobilisations, avant les apports des clients, d'environ 400 millions $ pour les deux ans, avec une prévision des dépenses en immobilisations de 184,5 millions $ en 2006, avant les apports prévus des clients de 23,3 millions $. En outre, FortisAlberta prévoit faire en 2006 des apports de 10,7 millions $ à des projets d'immobilisations de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"). La Société imposait auparavant des tarifs provisoires, à compter du 1er janvier 2006, tels qu'approuvés par l'AEUB.

Au deuxième trimestre de 2006, FortisAlberta a comptabilisé l'effet cumulé de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 approuvé par l'AEUB. Ceci a entraîné une baisse de 2,1 millions $ des produits, résultant de la tenue en compte de l'écart entre les taux provisoires et ceux précisés dans l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, qui fera l'objet d'un remboursement aux clients en 2007. L'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, approuvé, a également entraîné des modifications au taux d'amortissement ainsi qu'aux méthodes appliquées à l'impôt sur le bénéfice et au régime de retraite.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta a été de 3,4 millions $ et de 1,8 million $ moins élevé d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Le bénéfice du deuxième trimestre de 2005 comprenait un ajustement après impôt positif de 7,0 millions $ attribuable pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures. Lorsqu'on exclut cet ajustement, le bénéfice est de 3,6 millions $ et de 5,2 millions $ supérieur d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la baisse des impôts sur le bénéfice de la Société et de la progression des ventes d'électricité, facteurs annulés en partie par une baisse de 1,9 % des taux d'électricité résultant de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007.

Ventes d'électricité: Les ventes d'électricité se sont chiffrées à 136 gigawatts ("GWh"), soit une hausse de 4,0 % d'un trimestre à l'autre, et à 205 GWh, soit une hausse de 2,9 % pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est attribuable surtout à l'accroissement de la consommation et du nombre de clients dans les secteurs résidentiel, commercial et industriel et dans le secteur du pétrole et du gaz, résultant du dynamisme de l'économie de la province.

Produits : Les produits ont baissé de 17,1 millions $ d'un trimestre à l'autre. Au deuxième trimestre de 2005, les produits comprenaient un montant de 13,8 millions $ associé pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures. Au deuxième trimestre de 2005, les produits ont fait l'objet d'un ajustement favorable de 1,0 million $, lié au premier trimestre de 2005, en raison de la constatation de l'effet cumulé de la hausse du taux de l'électricité de 2,1 %, résultant de l'Accord de règlement négocié pour 2005. La constatation au deuxième trimestre de 2006 d'une baisse du taux de l'électricité de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006, résultant de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 a abaissé les produits de 2,1 millions $, d'un trimestre à l'autre. Ceci comprend 1,0 million $ lié au premier trimestre de 2006. Les produits ont également baissé de 1,1 million $ par suite de la baisse des facturations intersociétés d'un trimestre à l'autre. La baisse des produits a été en partie compensée par l'effet de la progression des ventes d'électricité.

Pour l'exercice à ce jour, les produits ont été de 13,9 millions $ inférieurs à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. Les produits du premier semestre de 2005 comprenaient un montant de 13,4 millions $ associé pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures. Les produits ont également baissé par suite de l'abaissement du taux d'électricité de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006, et de la baisse de 1,2 million $ des facturations intersociétés. La baisse a été en partie compensée par l'effet de la progression des ventes d'électricité, par la constatation de 1,0 million $ de produits au premier trimestre de 2006, lors de l'approbation de la demande de compte de report de charge AESO pour 2004, présentée par la Société, et par la hausse du revenu de droits de franchise de 0,5 million $.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation ont été de 1,0 million $ moindres d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'une hausse de l'importance et du niveau des frais de main-d'oeuvre et des frais généraux imputés aux dépenses en immobilisations, par suite du programme intensif de dépenses d'immobilisations de FortisAlberta.

Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, les dépenses d'exploitation ont été de 0,8 million $ supérieures, en raison surtout de la hausse des frais liés au personnel, aux avantages sociaux et aux services de main-d'oeuvre contractuelle, facteurs en partie compensés par la hausse des frais de main-d'oeuvre et des frais généraux imputés aux projets d'immobilisations.

Les frais d'amortissement ont été de 1,6 million $ et de 3,5 millions $ supérieurs d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout d'une hausse de la base d'éléments d'actif susceptibles d'amortissement, résultant de l'accroissement de la charge dans le territoire desservi par FortisAlberta, associée à des taux d'amortissement général supérieurs, tels qu'autorisés par l'AEUB dans l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007.

Les frais financiers ont été de 1,7 million $ et de 2,5 millions $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la hausse des niveaux d'endettement découlant de l'accroissement des prélèvements faits en vertu de la facilité de crédit à long terme de la Société et de l'émission de titres de dette à long terme pour financer les projets d'immobilisations nécessaires à la satisfaction des obligations de FortisAlberta à desservir ses clients. Le 21 avril 2006, FortisAlberta a émis des débentures non garanties de 100 millions $, portant intérêt au taux de 5,40 % par année, échéant le 21 avril 2036. Le produit net de l'émission a servi surtout au remboursement d'emprunts existants liés à la facilité de crédit à long terme de FortisAlberta.

L'impôt sur la Société a été de 16,0 millions $ et de 18,9 millions $ moins élevé d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Cette baisse est attribuable à la baisse du bénéfice avant impôt et à la hausse des déductions admises aux fins de l'impôt, au-delà des montants admis aux fins comptables en 2006, par rapport à 2005, comprenant l'effet de la hausse des taux d'allocation du coût en capital ("ACC") aux fins de déduction fiscale, en rapport avec des catégories d'actifs spécifiques. En outre, en 2006, ces différences de calendrier sont comptabilisées intégralement selon la méthode de l'impôt à payer, ce qui doit être comparé à l'utilisation en 2005 de la méthode du calcul des charges fiscales dans le cas de l'impôt fédéral et selon la méthode de l'impôt exigible dans le cas de l'impôt provincial sur le bénéfice. La modification de la méthode liée à l'impôt sur le bénéfice a entraîné la cessation de la comptabilisation des dépenses d'impôt futur aux fins de l'impôt fédéral sur le bénéfice, qui aurait en partie annulé l'effet de ces différences de calendrier.

En mai 2006, FortisAlberta a annoncé son intention de construire de nouveaux bureaux à Airdrie, au prix d'environ 22,0 millions $; ces bureaux devraient accueillir environ 250 employés de FortisAlberta, sous réserve de l'obtention des permis et des approbations des autorités de réglementation; l'occupation des locaux est prévue avant le printemps de 2008.



FortisBC

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FortisBC
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 662 642 20 1 502 1 474 28
--------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------
Produits 45,8 44,1 1,7 108,6 99,5 9,1
--------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 13,9 12,0 1,9 33,1 30,6 2,5
--------------------------------------------------------------------
Dépenses d'exploitation 16,0 15,9 0,1 31,4 32,0 (0,6)
--------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,5 4,7 1,8 13,7 9,3 4,4
--------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5,7 4,2 1,5 11,3 8,8 2,5
--------------------------------------------------------------------
Impôts sur la Société 0,3 1,9 (1,6) 3,8 4,5 (0,7)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice 3,4 5,4 (2,0) 15,3 14,3 1,0
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Réglementation : Le 23 mai 2006, FortisBC a reçu l'approbation de la Commission des services publics de la Colombie-Britannique ("CSPCB", ou "BCUC") visant l'Accord de règlement négocié associé à la demande de besoins en produits pour 2006 ("Demande pour 2006") présentée par la Société le 24 novembre 2005. L'Accord de règlement négocié, applicable le 1er janvier 2006 et fondé sur un RCA autorisé de 9,20 %, a entraîné une hausse de tarifs d'électricité de 5,9 %, une hausse du taux d'amortissement mixte pour la Société depuis 2,6 % à 3,2 % et la hausse du taux appliqué à la capitalisation des frais généraux, depuis environ 9,0 % à 20,0 % des dépenses brutes prévues d'exploitation et d'entretien. En outre, un nouveau mécanisme d'établissement du tarif fondé sur le rendement ("TFR") visant les années 2007 et 2008, et, facultativement, 2009, a été approuvé, lequel prévoit une bande périphérique de deux points de pourcentage autour du RCA autorisé, selon lequel toutes les variations (ajustées pour tenir compte des variations d'intérêt qui sont transmises aux clients) résultant du rendement financier réel, positif ou négatif, seront partagées à part égale entre les clients et la Société. Si la variation excède la bande de deux points de pourcentage, la partie excédentaire sera placée dans un compte de report pour examen au cours de la prochaine procédure d'établissement des tarifs. La hausse du taux d'électricité de 5,9 % est attribuable pour une bonne part au programme extensif d'immobilisations de la Société et elle correspond à la hausse de tarif d'électricité provisoire remboursable déjà autorisée par BCUC.

Le 12 avril 2006, l'Accord intitulé "Canal Plant Agreement" ("CPA") conclu par BC Hydro, FortisBC, Teck Cominco et Columbia Power Corporation and Columbia Basin Trust est entré en vigueur et le demeurera jusqu'à ce qu'il soit résilié par l'une ou l'autre partie, après un préavis d'au moins cinq ans, en tout temps, le 31 décembre 2030, ou après cette date. L'accord CPA régit les exploitations coordonnées de sept grandes centrales hydroélectriques détenues par les quatre parties à l'accord CPA.

En juin 2005, un service public de la Colombie-Britannique a présenté à BCUC une demande visant notamment l'examen du mécanisme actuel RCA, qui s'applique aux services publics réglementés de la Colombie-Britannique. Le 2 mars 2006, BCUC a émis une ordonnance approuvant des ajustements au mécanisme du RCA, ayant eu pour résultat le relèvement du RCA pour FortisBC en 2006, depuis 8,69 % à 9,20 %.

Le 31 janvier 2006, FortisBC a reçu de BCUC l'approbation de son programme d'immobilisations de 2006, de 111,7 millions $, déduction faite des apports de la clientèle, dont environ 27,0 millions $ liés à des projets doivent faire l'objet d'un autre examen aux fins d'approbation; cette approbation est actuellement sollicitée par la Société.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a été de 2,0 millions $ moindre d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la hausse des coûts d'approvisionnement énergétique, des frais d'amortissement et des frais financiers, et de l'effet de l'application du nouveau mécanisme TFR, facteurs compensés en partie par la hausse de 5,9 % du taux de l'électricité, par la progression des ventes d'électricité et par l'effet de la baisse du taux réel d'imposition du bénéfice de la Société.

Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, le bénéfice a été de 1,0 million $ supérieur, en raison surtout de la progression des ventes d'électricité, de la hausse de 5,9 % du taux de l'électricité et de l'effet de la baisse du taux réel d'imposition du bénéfice de la Société, facteurs en partie annulés par la hausse des frais d'amortissement et des frais financiers, et par l'effet de l'application du nouveau mécanisme TFR.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 20 GWh, soit 3,1 % de plus d'un trimestre à l'autre, et de 28 GWh, soit 1,9 % de plus pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La progression des ventes est attribuable surtout à l'accroissement régulier de la clientèle dans la région de l'Okanagan.

Produits : Les produits ont été de 1,7 million $ et de 9,1 millions $ plus élevés, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable surtout à la hausse du taux d'électricité de 5,9 % et à l'accroissement de la clientèle, facteurs en partie annulés par l'accroissement des ajustements liés aux incitatifs TFR, dûs aux clients, par suite de l'adoption du nouveau mécanisme TFR approuvé par BCUC. Les produits ont également augmenté pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la hausse de l'apport de produits provenant de Princeton Light and Power Company, Limited ("PLP") de 0,9 million $. PLP a été acquise le 31 mai 2005.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 1,9 million $ et de 2,5 millions $ supérieurs d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, par suite surtout de la progression des ventes d'électricité et de l'accroissement relatif des quantités achetées par rapport aux quantités produites. Les coûts d'approvisionnement énergétique représentent le coût de l'achat d'énergie et de capacité de tiers. Les installations hydroélectriques détenues par FortisBC génèrent environ 50 pour cent de l'énergie et 30 pour cent de la capacité nécessaire à la satisfaction de la demande actuelle de la clientèle. La plus grande partie de l'énergie et de la capacité additionnelles nécessaires à la satisfaction de la demande de la clientèle actuelle est achetée en vertu de contrats fermes d'achat d'énergie à long terme. L'autre partie de l'énergie et de la capacité nécessaires est achetée dans le marché libre et est exposée à l'évolution des prix dans le marché.

Les dépenses d'exploitation sont semblables d'un trimestre à l'autre. L'effet favorable sur les dépenses d'exploitation d'une hausse tarifaire utilisée pour la capitalisation des frais généraux d'un trimestre à l'autre, depuis environ 9,0 % à 20,0 %, par suite de l'Accord de règlement négocié, a été presque annulé par un ajustement défavorable de 0,9 million $, comptabilisé au deuxième trimestre de 2006. La Demande pour 2006 présentée par FortisBC et les états financiers du premier trimestre de 2006 étaient fondés sur un taux de frais généraux capitalisés d'environ 27,5 %, à compter du 1er janvier 2006, alors que le taux prévu dans l'Accord de règlement négocié a été autorisé au niveau de 20,0 %, entraînant un ajustement de 0,9 million $ des dépenses d'exploitation au deuxième trimestre de 2006, pour tenir compte de l'abaissement du taux de capitalisation autorisé, à compter du 1er janvier 2006. Les dépenses d'exploitation ont baissé de 0,6 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des frais généraux capitalisés de 2,5 millions $, en partie annulée par l'effet de l'accroissement des activités liées à la clientèle et à l'entretien des réseaux, et par les hausses liées à l'inflation générale d'environ 0,5 million $, au total, par la hausse des dépenses d'exploitation de PLP de 0,6 million $, par la hausse des dépenses liées aux services d'exploitation, d'entretien et de gestion non réglementés de 0,3 million $, et par un remboursement lié à une contestation en appel de l'impôt sur le capital perçu par la Colombie-Britannique de 0,5 million $, comptabilisé au deuxième trimestre de 2005.

Les frais d'amortissement ont été de 1,8 million $ et de 4,4 millions $ plus élevés, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable surtout au taux d'amortissement mixte plus élevé et à l'effet d'une hausse de l'actif pouvant être amorti chez FortisBC, en raison de son programme de dépenses d'immobilisations. Le taux d'amortissement mixte est passé de 2,6 % à 3,2 %, à compter du 1er janvier 2006, par suite de l'Accord de règlement négocié. En se fondant sur les résultats d'une étude d'amortissement entreprise pour estimer les cycles d'exploitation utile appropriés devant servir à l'amortissement des biens, usine et équipement de FortisBC, la demande pour 2006 de FortisBC et les états financiers du premier trimestre de 2006 ont été fondés sur un taux d'amortissement mixte de 3,6 %. Un ajustement favorable de 0,4 million $ pour abaisser les frais d'amortissement a été comptabilisé au deuxième trimestre de 2006, pour permettre un ajustement en fonction du taux d'amortissement mixte moindre autorisé, à compter du 1er janvier 2006.

Les frais financiers ont été de 1,5 million $ et de 2,5 millions $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout du coût des emprunts accrus nécessaires au financement du programme de dépenses en immobilisations de la Société.

Les impôts sur la Société ont baissé de 1,6 million $ d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la baisse du bénéfice avant les impôts sur le bénéfice de la Société, de la suppression de l'impôt fédéral sur le capital des sociétés à grande capitalisation, à compter du 1er janvier 2006, et de l'effet des différences de calendrier, notamment de l'effet de la hausse des taux de l'ACC aux fins des déductions d'impôt sur le bénéfice. L'impôt sur la Société a baissé de 0,7 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la suppression de l'impôt fédéral sur le capital des sociétés à grande capitalisation, de l'effet des différences de calendrier, y compris l'effet de la hausse des taux de l'ACC, facteurs compensés en partie par la hausse du bénéfice avant les impôts sur le bénéfice de la Société.



Newfoundland Power

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Newfoundland Power
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 1 137 1 240 (103) 2 771 2 940 (169)
--------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------
Produits 97,3 105,7 (8,4) 229,1 241,1 (12,0)
--------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 57,7 57,5 0,2 140,3 140,6 (0,3)
--------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 12,5 13,8 (1,3) 27,1 28,0 (0,9)
--------------------------------------------------------------------
Amortissement 7,9 9,3 (1,4) 17,7 19,9 (2,2)
--------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8,0 7,7 0,3 16,2 15,4 0,8
--------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 3,0 5,7 (2,7) 8,8 12,4 (3,6)
--------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 0,2 - 0,3 0,3 -
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8,0 11,5 (3,5) 18,7 24,5 (5,8)
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Réglementation : En janvier 2006, Newfoundland Power a reçu de Board of Commissioners of Public Utilities ("PUB") de Terre-Neuve-et-Labrador l'approbation de ses tarifs d'électricité définitifs pour 2006, qui demeurent les mêmes qu'en 2005. Les tarifs sont fondés sur une fourchette de taux de rendement de la base tarifaire de 8,50 % à 8,86 %, ce qui comprend un RCA autorisé de 9,24 %, qui est le même qu'en 2005.

A compter du 1er janvier 2006, la Société a modifié sa politique de constatation des produits depuis une méthode fondée sur la facturation à une méthode fondée sur les faits générateurs (comptabilité d'exercice), conformément à l'autorisation du PUB du 23 décembre 2005. La comptabilité d'exercice appliquée à la comptabilisation des produits est conforme à celle utilisée par d'autres services publics canadiens. Concomitamment à la modification de la politique de constatation des produits, PUB a approuvé un cumul de produits non récurrent de 3,1 millions $ en 2006. Ce montant représente la partie des produits non facturés le 31 décembre 2005, de 23,6 millions $, nécessaire pour compenser l'effet fiscal en 2006 de l'adoption de la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs. La disposition du solde restant des produits non facturés pour 2005 a été reportée jusqu'à la prochaine demande de tarif général de la Société. PUB a également ordonné le report par la Société de la récupération d'une hausse de 5,8 millions $ au poste des frais d'amortissement de 2006. Le report accroît le bénéfice en 2006 et crée un actif lié à la réglementation à récupérer à même les taux futurs imposés à la clientèle. Au deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, 1,4 million $ et 3,1 millions $, respectivement, du report de 5,8 millions $ ont été comptabilisés, compensant ainsi ce qui aurait par ailleurs été une hausse des frais d'amortissement pour ces périodes.

A compter du 1er juillet 2006, les tarifs d'électricité imposés aux clients augmentent en moyenne de 4,8 %. La hausse est attribuable à l'exploitation annuelle normale du Plan de stabilisation des tarifs de Newfoundland and Labrador Hydro ("Newfoundland Hydro"). Les variations liées au coût du combustible utilisé par Newfoundland Hydro pour produire l'électricité vendue à Newfoundland Power, sont retenues et transmises aux clients de Newfoundland Power, par l'application du Plan de stabilisation des tarifs. La hausse des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas d'effet direct sur le bénéfice de Newfoundland Power.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 3,5 millions $ et de 5,8 millions $ moindre d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La baisse est attribuable surtout à la modification apportée à la politique de constatation des produits de la Société, qui a abaissé le bénéfice de 3,2 millions $ et de 5,2 millions $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement.

La transition à la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs, même si elle n'a pas d'effet important sur le bénéfice annuel, entraîne un déplacement en 2006 du bénéfice trimestriel par rapport à 2005. Le bénéfice du premier trimestre et du deuxième trimestre a été abaissé par rapport aux trimestres correspondants de 2005, alors que le bénéfice du troisième trimestre et du quatrième trimestre devrait augmenter, d'un montant correspondant. En outre, le bénéfice a été moindre d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la hausse des frais financiers et de la baisse des revenus d'intérêt, facteurs compensés en partie par la baisse des impôts sur le bénéfice de la Société et des dépenses d'exploitation. Au deuxième trimestre de 2005, 1,4 million $ de revenu d'intérêt après impôt a été comptabilisé par suite d'un règlement fiscal intervenu avec l'Agence du revenu du Canada ("ARC").

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 103 GWh, ou de 8,3 %, moindres d'un trimestre à l'autre, et de 169 GWh, ou de 5,7 %, moindres pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les ventes d'électricité au deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour ont été de 94 GWh et de 151 GWh moins élevées, respectivement, en raison de la modification apportée à la politique de comptabilisation des produits. Avant 2006, les produits étaient comptabilisés au fur et à mesure de la facturation aux clients, en se fondant sur les dates des relevés de compteurs. Ainsi donc, environ la moitié de la valeur totale du service d'électricité livré au client au cours d'un mois n'était pas constatée comme produits avant la facturation au mois suivant. A compter du 1er janvier 2006, selon la méthode de constatation des produits sur la base des faits générateurs, les produits non facturés sont cumulés au même mois que la livraison du service d'électricité. La baisse de 94 GWh des ventes d'électricité d'un trimestre à l'autre représente la différence entre l'électricité livrée aux clients durant la dernière moitié de mars 2006 et durant la dernière moitié de juin 2006. La baisse de 151 GWh des ventes d'électricité pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, représente la différence entre l'électricité livrée aux clients durant la dernière moitié de décembre 2005 et durant la dernière moitié de juin 2006. Les ventes à cumuler au dernier semestre de 2006 devraient compenser cette baisse. Les ventes annuelles d'électricité en 2006 ne devraient pas être très différentes de celles de 2005, par suite de la modification de la politique de comptabilisation des produits. Le dernier 9 GWh, ou 0,7 %, de la baisse des ventes d'électricité d'un trimestre à l'autre, et 18 GWh, ou 0,6 %, de la baisse pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, sont attribuables à la baisse de la consommation moyenne tant des clients résidentiels que des clients commerciaux. La consommation moyenne a baissé par suite de la hausse du prix de l'électricité et du ralentissement général de l'activité économique.

Produits : Les produits ont été de 8,4 millions $ et de 12,0 millions $ moins élevés, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la modification apportée à la politique de comptabilisation des produits. En outre, les produits, au deuxième trimestre de 2005 comprenaient un revenu d'intérêt de 2,1 millions $ résultant du règlement d'un problème fiscal avec l'ARC. L'adoption de la comptabilité d'exercice applicable à la comptabilisation des produits a entraîné une baisse de 6,4 millions $ et de 10,7 millions $ des produits, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Les baisses devraient être inversées par le cumul de ventes supérieures et de produits connexes au dernier semestre de 2006. La baisse de la consommation moyenne a également contribué à la baisse des produits; toutefois, la baisse a été en partie compensée par la comptabilisation de 0,7 million $ et de 1,6 million $ au deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, des 3,1 millions $ de cumul de produits non récurrent autorisé par PUB, et par une hausse des produits liés aux charges fixes imposées à la clientèle, en raison de l'accroissement de 1,1 % de la clientèle.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique sont comparables d'un trimestre à l'autre. Les coûts d'approvisionnement énergétique ont baissé de 0,3 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse de la consommation moyenne. La production provenant des installations de production de la Société, au deuxième trimestre de 2006, a entraîné une baisse de 0,5 million $ des coûts d'approvisionnement énergétique, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, et une hausse de 0,1 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Les dépenses d'exploitation ont été de 1,3 million $ et de 0,9 million $ moindres, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la baisse des frais de personnel résultant d'un programme de retraite précoce en 2005 et de la focalisation constante de la Société sur les initiatives de contrôle des coûts et d'abaissement des dépenses d'exploitation.

Les frais d'amortissement ont baissé de 1,4 million $ et de 2,2 millions $ d'un trimestre à l'autre, et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison d'une différence dans l'affectation trimestrielle de l'amortissement fondé sur la marge bénéficiaire nette, facteurs compensés en partie par l'effet des investissements continus dans l'actif immobilisé de la Société. L'amortissement annuel de l'actif immobilisé continue de faire l'objet d'une affectation trimestrielle, en se fondant sur la marge bénéficiaire nette. Ainsi donc, par suite des marges bénéficiaires nettes moindres, l'amortissement a été abaissé de 1,6 million $ et de 2,8 millions $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Cette baisse devrait être inversée par l'amortissement accru au dernier semestre de 2006.

Les frais financiers ont été de 0,3 million $ et de 0,8 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison du remplacement en août 2005 d'emprunts à court terme de 60 millions $, peu coûteux, par une nouvelle série d'obligations à fonds d'amortissement comportant hypothèque de premier rang, sur trente ans, à 5,441 %.

L'impôt sur la Société a baissé de 2,7 millions $ et de 3,6 millions $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison de la baisse du bénéfice avant impôt, de la suppression de l'impôt fédéral sur le capital des sociétés à grande capitalisation, à compter du 1er janvier 2006, et du relèvement des taux d'ACC.



Maritime Electric

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Maritime Electric
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 241 241 - 496 497 (1)
---------------------------------------------------------------------
(en millions $)
---------------------------------------------------------------------
Produits 29,2 28,3 0,9 59,0 57,6 1,4
---------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 17,2 17,0 0,2 35,5 35,1 0,4
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,3 3,1 0,2 6,4 6,2 0,2
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,6 2,4 0,2 5,1 4,8 0,3
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2,6 2,0 0,6 4,9 4,2 0,7
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 1,3 1,5 (0,2) 2,8 2,9 (0,1)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice 2,2 2,3 (0,1) 4,3 4,4 (0,1)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Réglementation : Le 27 juin 2006, la Island Regulatory and Appeals Commission ("IRAC") a émis son ordonnance relative à la demande de tarif général présentée par Maritime Electric le 31 janvier 2006, ordonnance autorisant une baisse moyenne générale de 1,2 % des taux d'électricité imposés aux clients, à compter du 1er juillet 2006. La baisse de 1,2 % est le résultat de l'effet du remboursement aux clients de coûts liés à l'énergie associés à l'application du mécanisme d'ajustement du coût de l'énergie ("ECAM"), compensé en partie par un relèvement de 3,35 % des taux de base de l'électricité. IRAC a aussi approuvé le RCA autorisé maximum de Maritime Electric, à 10,25 %, et approuvé le maintien de l'amortissement de 20,8 millions $ de coûts reportés récupérables auprès des clients, accumulés au 31 décembre 2003, au montant de 1,5 million $ en 2006. IRAC a également ordonné le maintien de l'ECAM provisoire et de transition actuellement en vigueur, la période d'amortissement contenue dans l'ECAM devant être ramenée de dix-huit mois à douze mois, à compter du 1er janvier 2007.

Le 6 avril 2006, Maritime Electric a présenté à l'IRAC une demande sollicitant l'approbation d'un Accord d'achat d'énergie éolienne ("Accord") de 39 MW négocié avec le gouvernement de l'I.-P.-E.. S'il est approuvé, l'Accord entrera en vigueur le 1er janvier 2007. Une loi récente adoptée par le gouvernement de l'î.-P.-E. forcera Maritime Electric à obtenir au moins 15 pour cent de ses besoins annuels en énergie de sources renouvelables, notamment de l'énergie éolienne, vers 2010. Cet accord aidera la Société à atteindre cet objectif de 15 %.

Bénéfice : Le bénéfice de Maritime Electric, de 2,2 millions $ et de 4,3 millions $ pour le deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, se compare à celui des périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de 241 GWh et de 496 GWh pour le deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, sont semblables à celles des périodes correspondantes de l'exercice précédent. Une baisse des ventes dans le secteur résidentiel, attribuable à un hiver et à un printemps plus doux que d'habitude, a été compensée par une hausse des ventes dans le secteur commercial, attribuable pour une bonne part à la hausse de la consommation des clients du secteur du service général.

Produits : Les produits ont augmenté de 0,9 million $ et de 1,4 million $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, par suite d'une hausse de 2,0 % du taux de base de l'électricité, à compter du 1er juillet 2005, et d'une baisse de l'amortissement des coûts reportés avant 2004 pouvant être récupérés auprès des clients, de 0,3 million $ et de 0,5 million $, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique (ajustés en fonction de l'ECAM) pour le deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, ont été un peu plus élevés, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les coûts bruts d'approvisionnement énergétique, avant les ajustements ECAM, ont toutefois été de 1,1 million $ et de 1,8 million $ moins élevés qu'au trimestre correspondant et qu'à la période de cumul semestriel correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison des coûts de l'énergie, notamment, pour une bonne part, des coûts de l'énergie réductibles inférieurs aux prévisions et à l'effet favorable du taux de change. Maritime Electric règle la plus grande partie de ses coûts d'approvisionnement énergétique en dollars américains. Au premier semestre de 2006 et de 2005, Maritime Electric a acheté la plus grande partie de son énergie de New Brunswick Power Corporation ("NB Power"), en vertu de plusieurs contrats d'achat d'énergie.

Les dépenses d'exploitation ont été de 0,2 million $ plus élevées d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout du calendrier des activités d'entretien des lignes.

Les frais d'amortissement ont augmenté un peu par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant ainsi l'ajout de la centrale à turbine à combustion de 50 MW.

Les frais financiers ont augmenté de 0,6 million $ et de 0,7 million $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout du financement associé à la nouvelle centrale à turbine à combustion de 50 MW et à l'abaissement du montant des intérêts capitalisés durant la construction.



FortisOntario

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FortisOntario
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
---------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(en GWh) 259 272 (13) 584 603 (19)
---------------------------------------------------------------------
(en millions $)
---------------------------------------------------------------------
Produits 32,9 32,0 0,9 66,2 70,2 (4,0)
---------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 24,8 24,9 (0,1) 50,6 55,5 (4,9)
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,9 3,0 0,9 7,2 6,2 1,0
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,3 1,3 - 2,7 2,5 0,2
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 1,3 1,3 - 2,5 2,6 (0,1)
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 1,1 0,6 0,5 1,8 1,4 0,4
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice 0,5 0,9 (0,4) 1,4 2,0 (0,6)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Réglementation : Le 28 avril 2006, la Commission de l'énergie de l'Ontario ("CEO") a émis sa Décision et Ordonnance relative à la demande visant les nouveaux tarifs d'électricité, présentée par Canadian Niagara Power, applicables le 1er mai 2006. La Décision et l'Ordonnance ont également autorisé la récupération finale auprès des clients d'actifs liés à la réglementation, notamment les frais de transition encourus pour préparer l'accès au marché libre en mai 2002. L'effet de la Décision et de l'Ordonnance pour le client résidentiel type de Fort Erié, de Port Colbourne et de Gananoque ayant une consommation mensuelle moyenne de 1 000 kilowattheures ("kWh"), a pris la forme d'une hausse de taux imposée aux clients, à compter du 1er mai de 2006, de 17,5 %, de 17,5 %, et de 10,8 %, respectivement. Les hausses tarifaires comprenaient l'effet associé à la transmission aux clients spécifiques ayant une faible demande de la hausse du prix de l'énergie payé à l'Independent Electricity System Operator, tel que précisé en vertu du Programme de prix réglementé ("PRR") de la CEO. Les nouveaux tarifs de distribution d'électricité sont fondés sur les coûts de 2004 en appliquant une structure présumée du capital de 50 % de dette à long terme et de 50 % de capital-actions ordinaires, et un RCA autorisé de 9,0 %.

Bénéfice : Le bénéfice a été de 0,4 million $ et de 0,6 million $ moins élevé d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La baisse est attribuable surtout à la hausse des impôts sur le bénéfice de la Société.

Ventes d'électricité: Les ventes d'électricité ont été de 13 GWh, ou de 4,8 %, moindres d'un trimestre à l'autre, et de 19 GWh, ou de 3,2 %, moindres pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse est attribuable pour une bonne part à l'effet du temps plus doux au premier semestre de 2006, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, et à la perte en décembre 2005 d'un client industriel.

Produits : Les produits ont été de 0,9 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la hausse des taux d'électricité imposés aux clients, à compter du 1er mai 2006, compensée en partie par la baisse des coûts de l'énergie au marché facturés aux clients et par le fléchissement des ventes d'électricité.

Les produits ont baissé de 4,0 millions $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse des coûts de l'énergie au marché facturés aux clients et du fléchissement des ventes d'électricité, facteurs en partie compensés par la hausse des taux de l'électricité imposés aux clients, à compter du 1er mai 2006.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont baissé de 0,1 million $ et de 4,9 millions $ d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la baisse des prix de l'énergie au marché et du fléchissement des ventes d'électricité, facteurs compensés en partie par le relèvement du taux PRR, à compter du 1er mai 2006.

Les frais d'exploitation ont été de 0,9 million $ supérieurs d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'une hausse de 0,3 million $ de l'affectation des coûts des services partagés provenant d'exploitations de production non réglementées en Ontario, de la hausse des coûts liés à la rémunération du personnel et aux avantages sociaux, attribuables notamment au transfert de certains employés de la centrale Rankine à Canadian Niagara Power, ainsi qu'à l'effet du calendrier des dépenses entre le premier et le deuxième trimestre de 2006. Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, les frais d'exploitation ont été de 1,0 million $ plus élevés, en raison surtout d'une hausse de 0,6 million $ de l'affectation des frais de services partagés provenant d'exploitations de production non réglementées en Ontario et d'une hausse des coûts liés à la rémunération du personnel et aux avantages sociaux résultant du transfert de certains employés de la centrale Rankine à Canadian Niagara Power.

Les impôts sur la Société ont été de 0,5 million $ et de 0,4 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la baisse des soldes d'actif d'impôt futur résultant des baisses de taux d'imposition fédéraux futurs du bénéfice, récemment adoptés.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES - CARAIBES

Belize Electricity

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Belize Electricity
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Taux de change
moyen US : CA 1,12 1,24 (0,12) 1,14 1,24 (0,10)
---------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(en GWh) 93 92 1 173 168 5
---------------------------------------------------------------------
(en millions $)
---------------------------------------------------------------------
Produits 22,7 18,7 4,0 42,8 34,1 8,7
---------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 13,4 10,0 3,4 25,1 18,1 7,0
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 2,7 2,9 (0,2) 5,4 5,7 (0,3)
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,4 1,6 (0,2) 2,8 3,3 (0,5)
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 1,3 1,4 (0,1) 2,9 2,8 0,1
---------------------------------------------------------------------
Perte sur
change (Gain) 0,2 (0,2) 0,4 0,3 (0,4) 0,7
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur la
Société et
part des
actionnaires
sans contrôle 1,4 1,1 0,3 2,5 1,8 0,7
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice 2,3 1,9 0,4 3,8 2,8 1,0
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Réglementation : Les taux de base d'électricité de Belize Electricity comportent deux volets. Le premier volet représente la prestation de valeur ajoutée ("VAD", Value Added Delivery) alors que le deuxième représente le coût du combustible et de l'énergie achetée ("COP"), ce qui comprend le coût variable de la production, qui est transmis dans les taux imposés aux clients.

Le 14 juillet 2005, Public Utilities Commission of Belize ("PUC") a approuvé un nouvel accord d'établissement du tarif de quatre ans, qui a entraîné un relèvement général de 11 % des taux d'électricité, comprenant la récupération de soldes du compte de régularisation du taux, à 39,0 cents BZ le kWh, depuis 34,9 cents BZ le kWh, à compter du 1er juillet 2005. Le volet VAD des tarifs d'électricité a augmenté à 16,2 cents BZ le kWh, depuis 14,0 cents BZ le kWh, alors que le volet COP a augmenté à 21,0 cents BZ le kWh, depuis 17,5 cents BZ le kWh. L'élément lié à la récupération des coûts de combustible excédentaires reportés au Compte de régularisation du taux lié au coût de l'énergie ("CPRSA") a été abaissé, depuis 3,4 cents BZ le kWh à 1,8 cent BZ le kWh.

Le 31 décembre 2005, PUC a approuvé une hausse de 0,6 cent BZ le kWh, ou de 1,5 % des taux de l'électricité associés à la récupération des reports excédentaires au compte CPRSA et un relèvement de 4,5 cents BZ le kWh, ou de 11,5 %, de l'élément COP des taux d'électricité. Il n'y a pas eu hausse du volet VAD des taux. Le résultat a pris la forme d'un relèvement général des taux d'électricité de 13 %, à 44,1 cents BZ le kWh, depuis 39,0 cents BZ le kWh, à compter du 1er janvier 2006.

Cette hausse des taux d'électricité résulte de la décision finale de PUC en rapport avec la Demande d'examen lié a un événement justifiant un seuil, présentée par Belize Electricity le 20 décembre 2005, et elle n'a pas eu d'effet sur le bénéfice de Belize Electricity en raison de sa transmission aux clients dans le coût de l'énergie.

Le 9 mai 2006, PUC a émis sa décision finale, laquelle approuvait, conformément au dépôt, la Demande d'examen de tarif annuel présentée par Belize Electricity pour la période tarifaire annuelle du 1er juillet 2006 au 30 juin 2007. La décision finale a confirmé le taux d'électricité médian moyen, à 44,1 cents BZ le kWh, et le maintien de ses composants au niveau de ceux appliqués à compter du 1er janvier 2006. Le tarif ne peut être revu avant le 30 juin 2007 que par une procédure d'examen liée à un événement justifiant un seuil, fondée sur l'évolution du coût de l'énergie et du combustible.

Bénéfice : Le bénéfice de Belize Electricity a été de 0,4 million $ (1,1 million $ BZ) et de 1,0 million $ (2,2 millions $ BZ) plus élevé d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La progression est attribuable au relèvement général de 11 % des tarifs d'électricité, à compter du 1er juillet 2005, résultant du nouvel accord tarifaire de quatre ans, à l'accroissement des ventes d'électricité, en partie annulées par l'effet du taux de change associé à la dette de la Société libellée en dollars canadiens et en euros. L'apport au bénéfice provenant de Belize Electricity a aussi subi l'effet défavorable du recul du dollar américain par rapport au dollar canadien, à comparer aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 1 GWh, ou de 1,1 %, plus élevées d'un trimestre à l'autre, et de 5 GWh, ou de 3,0 %, plus élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de l'accroissement des ventes dans le secteur résidentiel et dans le secteur commercial, suscité par la croissance de l'économie. L'accroissement des ventes d'énergie d'un trimestre à l'autre a été modéré en raison d'un ralentissement de la croissance économique.

Produits : Les produits ont été de 4,0 millions $ (10,4 millions $ BZ) et de 8,7 millions $ (20,1 millions $ BZ) plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les produits augmentent de 34,7 % et de 36,5 % par rapport au trimestre et au semestre correspondants de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable surtout à la hausse des volets VAD et COP des tarifs d'électricité, à compter du 1er juillet 2005, à la hausse des taux d'électricité du volet COP, à compter du 1er janvier 2006 et à la progression des ventes d'électricité.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 3,4 millions $ (7,7 millions $ BZ) et de 7,0 millions $ (14,8 millions $ BZ) plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les coûts d'approvisionnement énergétique augmentent de 47,8 % et de 50,5 % par rapport au trimestre et au semestre correspondants de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable surtout à la hausse du volet COP des tarifs d'électricité, à compter du 1er juillet 2005 et du 1er janvier 2006, et à la progression des ventes d'électricité.

Lorsqu'on exclut l'effet du change, les dépenses d'exploitation sont de 0,2 million $ BZ et de 0,4 million $ BZ plus élevées d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la hausse des frais de rémunération du personnel et aux hausses générales du coût des biens et des services.

Les frais d'amortissement sont un peu moins élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la récupération de tout l'amortissement du matériel de production dans le coût de l'énergie, résultant de la décision sur le tarif final du 1er juillet 2005 et de l'effet du taux de change, facteurs annulés en partie par les frais d'amortissement accrus attribuables à l'accroissement de l'actif immobilisé.

Les pertes et gains sur change sont associés surtout aux fluctuations du taux de change associé à la dette de Belize Electricity libellée en dollars canadiens et en euros. Les pertes nettes sur change au deuxième trimestre de 2006 se sont chiffrées à 0,2 million $ (0,4 million $ BZ), à comparer au gain net sur change de 0,2 million $ (0,4 million $ BZ) au deuxième trimestre de 2005. Pour l'exercice à ce jour, les pertes nettes sur change ont été de 0,3 million $ (0,5 million $ BZ), à comparer au gain net sur change de 0,4 million $ (0,7 million $ BZ) à la période correspondante de l'exercice précédent. Le dollar américain a fléchi par rapport au dollar canadien et à l'euro au deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

En juin 2006, Belize Electricity a reçu un produit brut d'environ 37,2 millions $ (66,8 millions $ BZ) à la clôture d'une émission d'achat d'actions, dans le cadre de laquelle environ 97 pour cent des droits d'achat d'actions émis ont été exercés. En vertu de l'émission, Belize Electricity a émis un droit d'acquisition d'une action ordinaire de la Société à la valeur au pair de 2,00 $ BZ pour chaque action ordinaire émise et en circulation.

Le niveau de participation de Fortis dans Belize Electricity a augmenté un peu, depuis 68,5 % à 70,1 %, par suite de l'achat par Fortis de toutes les actions ordinaires sur lesquelles la Société avait des droits, en plus des actions acquises en vertu de droits achetés d'autres actionnaires. Le résultat a été une augmentation de 26,8 millions $ de l'investissement de la Société dans Belize Electricity. Le produit provenant de l'émission de droits a permis à Belize Electricity de rembourser certains effets commerciaux à payer, certains engagements d'emprunt et facilités de découvert négociés principalement pour financer le CPRSA en rapport avec le coût de l'énergie et du combustible. En outre, ceci permettra à la Société de poursuivre ses projets d'immobilisations dans le but d'améliorer la fiabilité du service et de satisfaire la demande croissance en énergie.



Caribbean Utilities

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Caribbean Utilities
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Taux de change
Moyen
US : CA (1) 1,15 1,23 (0,08) 1,16 1,22 (0,06)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Revenu de
participation 2,1 3,1 (1,0) 3,7 5,6 (1,9)
---------------------------------------------------------------------


(1) Le revenu de participation pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour pour 2006 et pour 2005 a fait l'objet d'une conversion au taux de change moyen US : CA au cours des périodes de trois mois et de six mois terminées les 30 avril 2006 et 2005, respectivement, le revenu de participation étant comptabilisé sur une base de report.

Fortis comptabilise sa participation de 37,4 % dans Caribbean Utilities à la valeur de consolidation. Les revenus de participation sont comptabilisés sur une base de report et les revenus de participation trimestriels précisés ci-dessus représentent donc la part de la Société du bénéfice de Caribbean Utilities pour ses quatrièmes trimestres terminés les 30 avril 2006 et 2005.

Réglementation : Caribbean Utilities et le gouvernement des Iles des Caïmans ont repris en novembre 2005 les négociations liées au Permis. Le Permis de la Société demeure en vigueur et en application jusqu'en janvier 2011, ou jusqu'à ce qu'il soit remplacé, d'un accord commun, par un nouveau permis.

Revenu de participation : En juin 2006, le nombre de clients de Caribbean Utilities a dépassé les niveaux enregistrés avant l'ouragan Ivan. A la fin de juillet 2006, la capacité de production détenue totale de la Société atteignait 120 MW, contre 123 MW avant l'ouragan Ivan.

Le revenu de participation provenant de Caribbean Utilities a été de 1,0 million $ moindre, d'un trimestre à l'autre. Lorsqu'on exclut l'ajustement positif de 1,1 million $ du revenu de participation du deuxième trimestre de 2005, associé à une modification des pratiques comptables de Caribbean Utilities applicables à la comptabilisation des produits non facturés, le revenu de participation est semblable d'un trimestre à l'autre. La progression des résultats financiers attribuables à la récupération des ventes après l'ouragan Ivan, l'effet de nouveaux projets de développement, notamment l'hôtel Ritz Carlton de 365 chambres, et le revenu associé à la surcharge au titre de la récupération des frais liés à l'ouragan ("CRS") appliquée le 1er août 2005 ont été en partie annulés par la hausse des frais de location à bail associés à la production temporaire, au relèvement des primes d'assurances et aux droits de consultation liés à l'assurance, et aux frais d'intérêts afférents, auxquels s'ajoutent des frais d'amortissement plus élevés. Les ventes d'électricité de base chez Caribbean Utilities ont augmenté de 39 % au quatrième trimestre terminé le 30 avril 2006, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les frais d'amortissement devraient continuer d'augmenter alors que les actifs de la Société sont remis en exploitation à la suite de l'ouragan Ivan et compte tenu des dépenses d'immobilisations prévues. En mai 2006, Caribbean Utilities a conclu un accord de projet avec son partenaire d'alliance stratégique, MAN B&W Diesel AG d'Allemagne, portant sur l'achat d'une unité de production au diesel de 16 MW et de matériel auxiliaire, dont la mise en service est prévue pour l'été de 2007, au coût total de projet d'environ 22,2 millions $ US. Les frais de location à bail futurs devraient baisser, au fur et à mesure que la production temporaire louée à bail sera remplacée par une capacité de production détenue.

Au quatrième trimestre, la Société a comptabilisé environ 1,0 million $ US au titre des revenus associés au CRS, et environ 10,4 millions $ US, au 30 avril 2006, au titre de pertes directes non assurées liées à l'ouragan Ivan, qui restent à récupérer auprès des clients au moyen du CRS. On prévoit que le CRS continuera de s'appliquer jusqu'en 2008. En vertu de son permis actuel, Caribbean Utilities a un droit à une hausse du taux de base de l'électricité de 2,0 %, à compter du 1er août 2006, résultant surtout de la hausse des frais d'exploitation et des investissements au titre des infrastructures. Caribbean Utilities n'appliquera pas la hausse du taux de base de l'électricité, puisque la Société a convenu avec le gouvernement des Iles Caïmans du gel des taux de base durant la période du CRS lié à l'ouragan.

Au quatrième trimestre terminé le 30 avril 2006, Caribbean Utilities a convenu d'un règlement avec les assureurs au montant net de 31,1 millions $ US, en rapport avec des réclamations d'assurance pour interruption des affaires ("IA") et dommages à la propriété en rapport avec les dommages causés par l'ouragan Ivan. Le 30 avril 2006, la Société a reçu des paiements d'assurance anticipés de 22,1 millions $ US, et elle a reçu le paiement final de 9,0 millions $ US en juin 2006. Cette réclamation d'assurance IA totale à compter de la fin de la période de franchise, le 24 octobre 2004 jusqu'au 30 avril 2006 a été de 14,8 millions $ US, et 0,6 million $ US ont été comptabilisés au quatrième trimestre. Il n'y aura pas d'autres réclamations pour pertes liées à l'assurance IA, en rapport avec l'ouragan Ivan, dans les résultats futurs de Caribbean Utilities. Au quatrième trimestre terminé le 30 avril 2006, la Société a comptabilisé un gain de 1,2 million $ US lié à la disposition d'éléments d'actif associés au règlement d'assurance, à comparer à 1,5 million $ US d'ajustement favorable associé à une diminution des estimations des pertes liées à l'ouragan Ivan, au trimestre correspondant de 2005.

Le revenu de participation a été de 1,9 million $ moindre pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de facteurs précisés pour le trimestre, auxquels s'ajoutent des dépenses accrues de combustible associées au calendrier de comptabilisation de dépenses de combustible reportées antérieurement, surtout au troisième trimestre de Caribbean Utilities terminé le 31 janvier 2006. En vertu de son permis actuel, Caribbean Utilities récupère de ses clients les frais de combustibles au-delà du prix de référence, au moyen d'un ajustement mensuel du facteur combustible, sur une base de délai de deux mois, et reporte ses frais de combustible récupérables sur une base ouverte de report de deux mois. Une évolution du compte de combustible reporté est normale et dépend du prix du combustible, de l'utilisation du combustible et des ventes d'énergie. D'importantes évolutions dans ce compte, bien que normales, se produisent peu souvent et, pour toute période spécifique, l'effet a un caractère " lié à la conjoncture ". Le revenu de participation provenant de Caribbean Utilities au deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour a également subi l'effet défavorable du fléchissement du dollar américain par rapport au dollar canadien, à comparer aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.



SERVICES NON REGLEMENTES - PRODUCTION DE FORTIS

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Services non réglementés - Production de Fortis
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
Ventes d'énergie
(en GWh) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Centre de
Terre-Neuve 39 48 (9) 77 83 (6)
---------------------------------------------------------------------
Ontario 177 176 1 364 360 4
---------------------------------------------------------------------
Belize 33 7 26 60 14 46
---------------------------------------------------------------------
Colombie-
Britannique 13 11 2 17 16 1
---------------------------------------------------------------------
Territoire supérieur
de l'Etat de
New York 28 16 12 57 33 24
---------------------------------------------------------------------
Total 290 258 32 575 506 69
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Produits 20,5 19,2 1,3 39,8 36,2 3,6
---------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisi-
onnement
énergétique 1,4 1,8 (0,4) 3,3 3,6 (0,3)
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,9 4,4 (0,5) 7,9 9,3 (1,4)
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,6 2,5 0,1 5,3 5,1 0,2
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2,6 4,0 (1,4) 5,2 7,9 (2,7)
---------------------------------------------------------------------
Gain lié au
règlement de
questions
d'ordre
contractuel - - - - (10,0) 10,0
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 2,8 2,4 0,4 5,1 5,9 (0,8)
---------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,5 0,9 (0,4) 0,9 1,2 (0,3)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6,7 3,2 3,5 12,1 13,2 (1,1)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Bénéfice : L'apport au bénéfice de la production non réglementée de Fortis a augmenté de 3,5 millions $ d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'accroissement de la production, d'un gain d'assurance, et de la baisse des frais financiers et des frais d'exploitation, facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario. Pour l'exercice à ce jour, l'apport au bénéfice a baissé de 1,1 million $, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Au premier trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice comprenait le Règlement Ontario Power, de 10,0 millions $ (7,9 millions $ après impôts).

Lorsqu'on exclut l'effet du premier trimestre de 2005 du Règlement Ontario Power, le bénéfice est de 6,8 millions $ supérieur au premier semestre de 2006, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison des facteurs précisés pour le trimestre.

Ventes d'énergie: Les ventes d'énergie ont été de 32 GWh, ou de 12,4 %, plus élevées d'un trimestre à l'autre, et de 69 GWh, ou de 13,6 %, plus élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize et dans le haut de l'Etat de New York, facteurs en partie annulés par la baisse de la production au centre de Terre-Neuve. La production au Belize a profité de l'effet favorable des pluies plus abondantes et de l'exploitation du barrage Chalillo et des installations de production hydroélectrique. Le réservoir Chalillo a actuellement atteint son plein niveau d'approvisionnement, qui correspond à 45 GWh de production hydroélectrique. Dans le haut de l'Etat de New York, la production a augmenté surtout en raison de la période d'exploitation atteignant presque six mois à la centrale Dolgeville au premier semestre de 2006, à comparer à un seul mois d'exploitation au premier semestre de 2005, et de l'accroissement de la production de la centrale Moose River. A la fin de janvier 2005, la centrale Dolgeville avait cessé ses exploitations par suite d'inondations et la production n'a repris qu'en octobre 2005. A la fin de juin de 2006, la centrale Dolgeville a subi une autre inondation et on prévoit qu'elle sera inactive jusqu'à la fin du troisième trimestre de 2006. La production a été moindre dans le centre de Terre-Neuve en raison des pluies moins abondantes.

Produits : Les produits ont été de 1,3 million $ et de 3,6 millions $ plus élevés, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable à l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize et à un gain d'assurance de 1,2 million $ (0,7 million $ après impôt), facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario. Le gain d'assurance lié à la centrale Dolgeville, située dans le haut de l'Etat de New York, fait suite à l'inondation survenue en 2005. Le gain représente le solde final du produit en espèces reçu, en rapport avec des réclamations d'assurance pour dommages à la propriété et interruption des affaires. Le prix moyen de vente en gros de l'énergie par mégawattheure (" MWh ") en Ontario a été de 45,32 $, à comparer à 60,24 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui a entraîné une baisse des produits d'environ 2,4 millions $ d'un trimestre à l'autre. Au premier semestre de 2006, le prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario, en termes de MWh, a été de 48,14 $, en regard de 58,13 $ au premier semestre de 2005, ce qui a entraîné une diminution des produits d'environ 3,2 millions $ pour l'exercice à ce jour.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation ont été de 0,5 million $ et de 1,4 million $ moins élevées, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Environ 0,2 million $ d'économies de coûts associées à la cessation de l'exploitation de la centrale Rankine, lors de l'application de l'Accord Niagara Exchange Agreement (" l'Accord NEA ") à la fin de 2005, ont été enregistrés au deuxième trimestre de 2006, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Pour l'exercice à ce jour, les économies de coûts associées à la centrale Rankine ont été d'environ 0,6 million $, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. L'accord NEA attribue à OPGI les droits sur l'eau de FortisOntario visant la rivière Niagara et facilite l'échange irrévocable de 75 MW d'approvisionnements d'énergie hydroélectrique au marché de vente en gros, de OPGI à FortisOntario, jusqu'au 30 avril 2009, en contrepartie de l'engagement de FortisOntario de ne pas rechercher le renouvellement de ses droits sur l'eau, à ce moment-là. Les dépenses d'exploitation ont également baissé par suite d'une diminution de l'affectation de coûts de services partagés, et de la diminution des droits sur l'eau résultant de la baisse des produits. En outre, les frais de développement commercial en Ontario ont été de 0,3 million $ moins élevés au premier trimestre de 2006, par rapport au premier trimestre de 2005.

Les frais financiers ont été de 1,4 million $ et de 2,7 millions $ moins élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La baisse est attribuable surtout à la baisse des frais financiers intersociétés des exploitations du Belize et au remboursement précoce d'un emprunt à terme de 22,5 millions $ au deuxième trimestre de 2005 associé aux exploitations situées en Ontario.



ENTREPRISES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

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Entreprises non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
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Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Revenu de
l'immobilier 13,7 13,3 0,4 27,3 26,5 0,8
---------------------------------------------------------------------
Revenu de
l'accueil 28,2 27,5 0,7 49,8 47,3 2,5
---------------------------------------------------------------------
Total des
produits 41,9 40,8 1,1 77,1 73,8 3,3
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 26,3 25,2 1,1 50,9 48,1 2,8
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,9 2,8 0,1 5,7 5,3 0,4
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5,0 4,7 0,3 10,1 9,6 0,5
---------------------------------------------------------------------
Gain sur la vente
de biens
productifs (2,1) - (2,1) (2,1) - (2,1)
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 1,7 3,3 (1,6) 2,9 4,4 (1,5)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8,1 4,8 3,3 9,6 6,4 3,2
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties a été de 3,3 millions $ et de 3,2 millions $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. La hausse est attribuable surtout au gain de 2,1 millions $ (1,6 million $ après impôt) réalisé sur la vente de l'hôtel Days Inn Sydney et à la baisse des impôts sur le bénéfice de la société.

Produits : Le revenu de l'immobilier a été de 0,4 million $ et de 0,8 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison de la croissance enregistrée dans toutes les régions d'exploitation de la Société. Dans la division de l'immobilier, le niveau d'occupation était de 95,6 % le 30 juin 2006, en hausse depuis 95,3 % le 30 juin 2005.

Le revenu de l'accueil a été de 0,7 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'exploitation de l'hôtel Delta St. John's agrandi. Le revenu de l'accueil a été de 2,5 millions $ plus élevé pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des résultats du premier semestre de 2006 qui incluaient l'exploitation des trois hôtels Greenwood Inn durant six mois, à comparer à cinq mois au premier semestre de 2005, et à la hausse du revenu associé à l'exploitation de l'hôtel Delta St. John's agrandi. Au deuxième trimestre de 2006, le revenu par chambre disponible (" REVPAR ") a été de 75,97 $, contre 76,58 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse du REVPAR de 0,8 % est attribuable à la baisse de l'occupation moyenne d'un trimestre à l'autre, compensée en partie par la hausse du prix moyen des chambres.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation, les frais d'amortissement et les frais financiers ont été plus élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'exploitation de l'hôtel Delta St. John's agrandi. Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, les dépenses d'exploitation, les frais d'amortissement et les frais financiers ont augmenté, en raison surtout de l'acquisition des trois hôtels Greenwood Inn et de l'exploitation de l'hôtel Delta St. John's agrandi.

Les impôts sur la Société ont été de 1,6 million $ et de 1,5 million $ moins élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la baisse des soldes des charges liées à l'impôt futur, résultant des baisses éventuelles des taux d'imposition fédéraux adoptées récemment et de la suppression de l'impôt fédéral sur le capital des sociétés à grande capitalisation, à compter du 1er janvier 2006. La baisse a été en partie annulée par la progression du bénéfice avant impôt, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

En mai 2006, Fortis Properties a mené à terme le projet d'agrandissement de 7,7 millions $ du Holiday Inn Sarnia, comprenant une nouvelle tour de cinq étages, comptant 70 chambres et un espace additionnel de salle de bal de 3 000 pieds carrés. En juin 2006, la Société a aussi mené à terme les travaux d'agrandissement de 2,5 millions $, portant sur 11 000 pieds carrés d'installations de conférence du Holiday Inn de Kitchener-Waterloo et les travaux d'agrandissement, de 7,2 millions $, de 57 000 pieds carrés, du Centre de la Croix Bleue, à Moncton. Les dépenses en immobilisations liées à ces projets ont été d'environ 2,9 millions $ au deuxième trimestre de 2006 et de 7,7 millions $ pour l'exercice à ce jour.



SIEGE SOCIAL

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Siège social
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
---------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Total des
Produits 2,2 2,6 (0,4) 4,2 5,2 (1,0)
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,2 3,1 0,1 5,5 5,3 0,2
---------------------------------------------------------------------
Amortissement 0,8 0,7 0,1 1,5 1,4 0,1
---------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5,5 5,6 (0,1) 10,9 11,6 (0,7)
---------------------------------------------------------------------
Perte (Gain) sur
change (1,9) 1,2 (3,1) (1,7) 1,8 (3,5)
---------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions
privilégiées 4,1 4,1 - 8,3 8,3 -
---------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société (2,7) (2,4) (0,3) (5,0) (4,7) (0,3)
---------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle (0,1) (0,1) - (0,1) (0,1) -
---------------------------------------------------------------------
Dépenses du
siège social,
nettes (6,7) (9,6) 2,9 (15,2) (18,4) 3,2
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Le secteur Siège social se voit attribuer un certain nombre de postes de produits et de dépenses non liés à un secteur d'exploitation spécifique. Sont compris dans les dépenses du Siège social les frais financiers liés à la dette encourue directement par Fortis, les gains ou pertes sur change, les dividendes sur actions privilégiées, d'autres dépenses du Siège social, après les récupérations de filiales, des intérêts, des produits divers et des impôts sur le bénéfice.

Les dépenses nettes du siège social ont été de 2,9 millions $ moins élevées d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la comptabilisation d'un gain sur change non réalisé net de 1,9 million $ (1,6 million $ après impôt) au deuxième trimestre de 2006, contre une perte sur change non réalisé nette de 1,2 million $ (1,0 million $ après impôt) au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en plus d'une récupération d'impôts sur la Société plus élevée, annulée en partie par une baisse du revenu d'intérêt intersociétés. Les gains et les pertes sur change étaient liés à l'évolution des taux de change sur devises étrangères, associés à la dette à long terme du Siège social libellée en dollars américains, sans couverture. Le 30 juin 2006, la dette libellée en dollars américain, sans couverture, était de 38 millions $ US, contre 75 millions $ US le 30 juin 2005; toutefois, le dollar américain a fléchi d'environ 5 cents par rapport au dollar canadien au deuxième trimestre de 2006, à comparer à un redressement d'environ 2 cents au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La récupération d'impôts sur le bénéfice de la Société a été plus élevée, en raison surtout des différences de calendrier de comptabilisation de certains postes, soit aux fins de l'impôt sur le bénéfice, soit aux fins comptables, de la baisse des soldes de charges d'impôts futurs résultant de l'adoption récente de la baisse du taux d'imposition fédéral, annulée en partie par la hausse du bénéfice imposable en 2006, par rapport à 2005. Les dépenses d'exploitation sont semblables d'un trimestre à l'autre. La hausse des frais de développement commercial a été annulée surtout par la baisse des frais liés à la rémunération du personnel et aux retraites. Les frais financiers sont également semblables d'un trimestre à l'autre. L'effet de l'utilisation accrue des facilités de crédit de la Société au deuxième trimestre de 2006, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, a été compensé surtout par la baisse des frais d'intérêt sur la dette libellée en dollars américains, par suite du fléchissement du dollar américain par rapport à la devise canadienne, à comparer au redressement enregistré au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les dépenses nettes du siège social ont été de 3,2 millions $ moins élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des facteurs décrits pour le trimestre, si ce n'est que les frais financiers ont été inférieurs au premier semestre de 2006, par rapport au premier semestre de 2005, par suite surtout de l'effet favorable du taux de change associé aux frais d'intérêts sur la dette libellée en dollars américains.

SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

Le tableau suivant présente les principaux changements consignés dans les bilans consolidés entre le 30 juin 2006 et le 31 décembre 2005.



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Fortis Inc.
Modifications importantes aux bilans consolidés) (non vérifiés)
Entre le 30 juin 2006 et le 31 décembre 2005
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(en millions $) Hausse Explication
(Baisse)
---------------------------------------------------------------------
Charges 12,0 La hausse est liée surtout au solde non
reportées amorti des apports faits par FortisAlberta
à l'AESO. Ces actifs sont récupérés dans
les taux imposés aux clients, dans les
taux d'amortissement approuvés par les
autorités de réglementation.
---------------------------------------------------------------------
Impôts (52,8) La baisse est attribuable surtout à
futurs l'adoption de la méthode comptable de
l'impôt exigible dans le cas de l'impôt
fédéral sur le bénéfice, depuis la méthode
de calcul des charges fiscales aux fins de
la réglementation, chez FortisAlberta. En
conséquence, l'actif d'impôt futur et la
charge compensatrice correspondante liée à
la réglementation chez FortisAlberta ont
été ramenés à nul, le 30 juin 2006.
---------------------------------------------------------------------
Immobili- 100,5 La hausse est surtout liée aux 215,8
Sations millions $ investis dans les réseaux
de services d'électricité, desquels sont soustraits
publics les apports des clients et l'amortissement
pour la période de six mois.
---------------------------------------------------------------------
Emprunts à 19,2 La hausse est liée aux emprunts à court
court terme, terme de Newfoundland Power, de FortisBC
et de Maritime Electric destinés surtout à
financer les dépenses en immobilisations
de services publics et à financer le dépôt
de 5,9 millions $ au titre de l'impôt sur
le bénéfice de la Société, chez Maritime
Electric. La hausse a été en partie
compensée par le remboursement d'emprunts
à court terme chez Belize Electricity et
pour la production de Fortis.
---------------------------------------------------------------------
Créditeurs (24,8) La baisse est surtout liée à la baisse
et charges saisonnière normale des coûts de l'énergie
à payer achetée chez Newfoundland Power, associée
au calendrier des paiements interfiliales.
---------------------------------------------------------------------
Impôts (22,8) La baisse est surtout liée au règlement de
exigibles l'impôt sur le bénéfice chez
FortisAlberta, chez FortisOntario et chez
Maritime Electric au cours du semestre.
---------------------------------------------------------------------
Charges liées (49,3) La baisse est attribuable surtout à
à la réglemen- l'adoption de la méthode comptable de
tation à l'impôt exigible, dans le cas de l'impôt
long terme fédéral sur le bénéfice, depuis la méthode
du calcul des charges fiscales aux fins de
la réglementation, chez FortisAlberta. En
conséquence, tant l'actif d'impôt futur
que la charge compensatrice correspondante
liée à la réglementation, chez
FortisAlberta, ont été ramenés à zéro, le
30 juin 2006.
---------------------------------------------------------------------
Dette à 86,8 La hausse est surtout liée à l'émission
long terme publique de débentures non garanties de
et obligations 100 millions $ par FortisAlberta le 21
liées aux avril 2006 et à l'utilisation accrue des
contrats de facilités de crédit à long terme de 24,0
location- millions $ et de 4,0 millions $ par la
acquisition Société et par FortisBC, respectivement.
(y compris la
partie La hausse a été annulée en partie par une
courante) baisse de 20,9 millions $ de l'utilisation
faite des facilités de crédit à long terme
de FortisAlberta, à même le produit de
l'émission de débentures de 100 millions
$, par les remboursements réguliers de la
dette au cours du semestre, associés à
l'effet de la conversion de la dette de la
Société libellée en dollars américains, à
un taux de change moindre, le 30 juin
2006, par rapport au 31 décembre 2005.
---------------------------------------------------------------------
Capitaux 46,7 La hausse est surtout liée au bénéfice net
propres affiché pour le semestre, déduction faite
des dividendes sur actions ordinaires.
L'autre partie de la hausse est liée
surtout à l'émission d'actions ordinaires
en vertu des régimes d'achat d'actions, de
réinvestissement de dividendes et
d'options d'achat d'actions de la Société.
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---------------------------------------------------------------------



LIQUIDITES

Le tableau suivant résume les flux de trésorerie.

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Fortis Inc.
Résumé des flux de trésorerie (non vérifiés)
Période terminée le 30 juin
---------------------------------------------------------------------
Trimestre Cumul semestriel
---------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
---------------------------------------------------------------------
Espèces, en début
de période 21,5 64,2 (42,7) 33,4 37,2 (3,8)
---------------------------------------------------------------------
Espèces fournies par
(utilisées dans)
---------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 57,8 49,9 7,9 107,2 129,2 (22,0)
---------------------------------------------------------------------
Activités
d'investis-
sement (109,5) (97,7) (11,8) (211,2) (246,9) 35,7
---------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 58,0 10,4 47,6 98,4 107,2 (8,8)
---------------------------------------------------------------------
Incidence des
Devises
étrangères
sur les soldes
de trésorerie (0,4) - (0,4) (0,4) 0,1 (0,5)
---------------------------------------------------------------------
Espèces, en fin
de période 27,4 26,8 0,6 27,4 26,8 0,6
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, ont augmenté de 7,9 millions $ d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable pour une bonne part à l'effet du paiement d'allocations de retraite au deuxième trimestre de 2005 et à la différence de calendrier de règlement du solde d'autres créditeurs chez Newfoundland Power, à la hausse du bénéfice chez Belize Electric Company Limited ("BECOL") attribuable à l'amélioration de l'hydrologie et à l'effet de l'exploitation du barrage Chalillo, au relèvement des taux imposés à la clientèle et à la différence entre le montant et le moment du règlement des créditeurs chez Belize Electricity, facteurs annulés en partie par l'effet du paiement par Maritime Electric du dépôt auprès de l'ARC au titre de l'impôt sur la bénéfice de la Société, en juin 2006.

Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, ont baissé de 22,0 millions $, au premier semestre de 2006, par rapport au premier semestre de 2005. La baisse est attribuable surtout à la réception de 10 millions $ liés au Règlement Ontario Power et aux ajustements favorables du fonds de roulement au premier semestre de 2005 chez FortisOntario, à la hausse des taxes en espèces versées chez FortisAlberta et au paiement d'un dépôt de 5,9 millions $ au titre de l'impôt sur le bénéfice de la Société chez Maritime Electric au premier semestre de 2006. La baisse a été en partie compensée par des ajustements favorables au fonds de roulement hors trésorerie et par l'effet de la récupération au moyen des taux imposés aux clients des frais d'amortissement plus élevés au premier semestre de 2006 chez FortisBC, à l'effet du paiement d'allocations de retraite au deuxième trimestre de 2005 et à la différence de calendrier du règlement d'autres soldes de créditeurs chez Newfoundland Power, aux relèvements des taux imposés aux clients et à la différence entre le montant et le moment du règlement de créditeurs chez Belize Electricity, et à l'amélioration du bénéfice chez BECOL, pour les motifs précisés pour le trimestre.

Activités d'investissement : Les espèces utilisées en rapport avec les activités d'investissement ont augmenté de 11,8 millions $, d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable surtout à la hausse des dépenses en immobilisations des services publics et à une hausse des charges reportées liées aux paiements faits par FortisAlberta à l'AESO en rapport avec des projets d'immobilisations, facteurs en partie compensés par la hausse des produits provenant de la vente d'actifs immobilisés associée surtout à la vente de l'hôtel Days Inn Sydney en juin 2006 et aux apports accrus faits à la construction. Au premier semestre de 2006, les espèces utilisées en rapport avec les activités d'investissement ont été de 35,7 millions $ moins élevées qu'au premier semestre de 2005. La baisse est attribuable surtout à la baisse des dépenses d'immobilisations associée aux biens productifs, baisse associée à la hausse des produits provenant de la vente d'éléments d'actifs immobilisés liée surtout à la vente de l'hôtel Days Inn Sydney. La baisse a été compensée en partie par la hausse des dépenses d'immobilisations des services publics et par la hausse des charges reportées chez FortisAlberta, en rapport avec les paiements faits à l'AESO, associés à des projets d'immobilisations.

Au deuxième trimestre de 2006, les dépenses brutes en immobilisations des services publics ont été de 111,5 millions $, soit 13,8 millions $ de plus que les dépenses brutes faites à ce titre au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dépenses brutes en immobilisations des services publics ont été de 215,8 millions $ au premier semestre de 2006, soit 26,7 millions $ de plus que les dépenses brutes faites à ce titre au premier semestre de 2005. La hausse des dépenses brutes en immobilisations des services publics est liée surtout aux dépenses d'immobilisations faites chez FortisAlberta, attribuables surtout à l'accroissement de la clientèle, à la hausse des coûts de la main-d'oeuvre et des matériaux, à l'amélioration des biens immobilisés et au calendrier des dépenses, facteurs en partie compensés par l'importante baisse des dépenses d'immobilisations des services publics chez Maritime Electric et chez BECOL, en raison de l'achèvement en 2005 de la construction de la centrale à turbine à combustion de 50 MW à l'I.-P.-E. et du projet Chalillo, au Belize, s'ajoutant à une légère baisse des dépenses en immobilisations chez FortisBC.

Les dépenses en immobilisations associées aux biens productifs ont été de 1,7 million $ moins élevées d'un trimestre à l'autre. La baisse est attribuable aux dépenses en immobilisations associées surtout à l'agrandissement des hôtels Holiday Inn Sarnia, Holiday Inn Kitchener-Waterloo et du Centre de la Croix Bleue, de Moncton, au deuxième trimestre de 2006, celles-ci ayant été moindres que celles associées à l'achèvement des travaux d'agrandissement de l'hôtel Delta St. John's au deuxième trimestre de 2005. Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, les dépenses en immobilisations associées aux biens productifs ont été de 62,4 millions $ moindres. La baisse est associée surtout à l'acquisition en février 2005 de trois hôtels en Alberta et au Manitoba en contrepartie d'environ 63 millions $.

Les apports à la construction reçus ont été de 1,8 million $ et de 0,5 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de la hausse des apports associés aux programmes de dépenses en immobilisations de FortisAlberta, annulée en partie par la baisse des apports chez Belize Electricity.

Activités de financement : Les espèces fournies par les activités de financement ont été de 47,6 millions $ plus élevées d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'une hausse de 91,1 millions $ des produits reçus provenant de la dette à long terme, d'une hausse nette de 27,6 millions $ des emprunts à court terme et d'une hausse de 10,2 millions $ des avances provenant de participations sans contrôle, facteurs annulés en partie par une hausse de 79,2 millions $ de la dette à long terme et des remboursements d'obligations en vertu de contrats de location-acquisition, et d'une hausse de 1,9 million $ des dividendes sur les actions ordinaires. Au deuxième trimestre de 2006, FortisAlberta a fait une émission publique de débentures non garanties de 100 millions $ portant intérêt au taux de 5,40 %. Ceci doit être comparé au produit de 12,3 millions $ reçu au deuxième trimestre de 2005 en rapport avec le financement de l'acquisition de l'hôtel Greenwood Inn Winnipeg. Au deuxième trimestre de 2006, le produit provenant de l'utilisation de facilités de crédit à long terme a été de 57,2 millions $, à comparer à l'utilisation de 54,8 millions $ au deuxième trimestre de 2005. Le remboursement de la dette à long terme au deuxième trimestre de 2006, lié pour une bonne part aux facilités de crédit à long terme, a été financé surtout par le produit provenant de l'émission de débentures de 100 millions $ de FortisAlberta. Au deuxième trimestre de l'exercice précédent, le remboursement de la dette était lié surtout au remboursement précoce par FortisOntario d'un emprunt à terme de 22,5 millions $. Les dividendes sur les actions ordinaires ont augmenté d'un trimestre à l'autre en raison de l'accroissement du nombre des actions ordinaires en circulation et du relèvement des dividendes versés sur les actions ordinaires. Au deuxième trimestre de 2006, Belize Electricity a mené à terme une offre d'achat d'actions par laquelle environ 97 pour cent des droits d'achat d'actions émis ont été exercés par les actionnaires de la Société. L'émission d'actions s'est traduite par la réception d'un produit de 10,6 millions $ provenant des actionnaires sans contrôle de Belize Electricity.

Les espèces fournies par les activités de financement ont été de 8,8 millions $ moindres au premier semestre de 2006, par rapport au premier semestre de 2005. La baisse est attribuable pour une bonne part à la baisse de 124,5 millions $ du produit provenant de l'émission d'actions ordinaires, en raison surtout de l'émission publique de 6,96 millions d'actions ordinaires de la Société le 1er mars 2005, à la hausse de 3,8 millions $ des dividendes versés sur les actions ordinaires et à l'accroissement de 77,4 millions $ de la dette à long terme et aux remboursements d'obligations en vertu de contrats de location-acquisition. La baisse a été en partie compensée par une hausse de 112,6 millions $ du produit provenant de la dette long terme, par la hausse nette de 74,2 millions $ des emprunts à court terme et par une hausse de 10,1 millions $ des avances provenant de participations sans contrôle. En plus des facteurs précisés concernant l'évolution des espèces fournies par les activités de financement d'un trimestre à l'autre, le produit provenant de la dette à long terme au premier trimestre de 2005 comprenait un emprunt de 29,6 millions $ destiné à financer l'acquisition des hôtels Greenwood Inn d'Edmonton et de Calgary. En outre, au premier trimestre de 2005, le produit provenant de l'émission d'actions ordinaires le 1er mars 2005 a servi en partie au remboursement d'emprunts à court terme associés à l'acquisition de FortisAlberta et de FortisBC. Au premier semestre de 2006, le produit provenant de l'utilisation faite en vertu de facilités de crédit à long terme a été de 104,2 millions $, à comparer à une utilisation de 54,8 millions $ faite au premier semestre de 2005. L'utilisation accrue des facilités de crédit à long terme a servi pour une bonne part à financer l'important programme d'immobilisations de FortisAlberta et à des fins d'entreprise générales, notamment au financement d'une injection de capitaux propres dans une filiale.

Obligations contractuelles : Le tableau suivant précise les obligations contractuelles consolidées pour les cinq prochaines années et pour les périodes ultérieures, au 30 juin 2006.



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Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifiées)
Le 30 juin 2006
---------------------------------------------------------------------
Moins 1 à 4 et Plus de
(en millions $) Total de 1 an 3 ans 5 ans 5 ans
---------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 2 213,2 27,9 140,0 260,3 1 785,0
---------------------------------------------------------------------
Brilliant Terminal
Station ("BTS") (1) 69,4 2,6 5,1 5,1 56,6
---------------------------------------------------------------------
Obligations d'acheter
de l'énergie
FortisBC (2) 2 898,3 36,7 73,0 72,1 2 716,5
FortisOntario (3) 312,7 22,4 67,4 46,9 176,0
Maritime
Electric (4) 1,6 1,6 - - -
---------------------------------------------------------------------
Coût en capital (5) 443,7 19,5 49,4 36,5 338,3
---------------------------------------------------------------------
Accords d'utilisation
conjointe d'actif
et de services
partagés (6) 63,4 1,9 7,4 7,2 46,9
---------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux baux
d'exploitation (7) 18,5 3,6 8,9 5,9 0,1
---------------------------------------------------------------------
Location à bail de bureaux -
FortisBC (8) 21,8 0,9 2,2 2,5 16,2
---------------------------------------------------------------------
Autres 5,0 1,5 2,2 0,1 1,2
---------------------------------------------------------------------
Total 6 047,6 118,6 355,6 436,6 5 136,8


1) Le 15 juillet 2003, FortisBC a entrepris l'exploitation de la centrale BTS en vertu d'un accord dont la durée échoit en 2056 (à moins que la Société n'ait mis fin à l'accord plus tôt en exerçant son droit, à l'un ou l'autre moment, après la date anniversaire de l'accord en 2029, et après avoir donné un préavis de résiliation de 36 mois). La centrale BTS est détenue conjointement par Columbia Power Corporation et par Columbia Basin Trust (les "Propriétaires") et elle est utilisée par la Société pour son compte et pour le compte des propriétaires. L'accord prévoit que FortisBC versera aux propriétaires un droit lié à la récupération du coût en capital de BTS et de dépenses d'exploitation connexes.

(2) Les obligations d'achat d'énergie de FortisBC comprennent l'accord intitulé Brilliant Power Purchase Agreement ("l'Accord BPPA") ainsi que l'accord d'achat d'énergie conclu avec BC Hydro. Le 3 mai 1996, une ordonnance a été émise par BCUC, laquelle approuvait un BPPA de 60 ans visant la production de la centrale hydroélectrique Brilliant située près de Castlegar, en Colombie-Britannique. Le 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'énergie liées au débit naturel, à accepter et à payer (même s'il n'y a pas acceptation). Le BPPA comprend un ajustement de prix associé au marché, après trente années de la durée de soixante ans. L'accord d'achat d'énergie conclu avec BC Hydro, qui échoit en 2013, prévoit un approvisionnement jusqu'à concurrence de 200 MW, mais comporte une disposition d'obligation d'accepter et de payer (même s'il n'y a pas acceptation), fondée sur une désignation ouverte d'exigences de capacité sur cinq ans.

(3) Les obligations d'achat d'énergie pour FortisOntario comprennent surtout un contrat à long terme comportant l'obligation d'accepter et de payer (même s'il n'y a pas acceptation), conclu par Cornwall Electric et par Marketing d'énergie d'Hydro-Québec visant l'approvisionnement en électricité et en capacité. Ce contrat prévoit la fourniture d'environ 237 GWh d'énergie par année et jusqu'à 45 MW de capacité, à l'un ou l'autre moment. Le contrat, dont l'échéance est le 31 décembre 2019, fournit environ le tiers de la charge de Cornwall Electric. Cornwall Electric a également négocié un contrat de deux ans avec Marketing d'énergie d'Hydro-Québec, échéant le 30 juin 2008. Ce contrat, comportant l'obligation d'accepter et de payer (même s'il n'y a pas acceptation), fournit de l'énergie au besoin, mais prévoit la facturation de 100 MW de capacité au prix de 0,14 million $ par mois.

(4) Maritime Electric a un contrat comportant l'obligation d'accepter et de payer (même s'il n'y a pas acceptation) visant l'achat de capacité ou d'énergie. Ce contrat porte sur un total d'environ 1,6 million $ jusqu'en octobre 2006.

(5) Maritime Electric a un droit visant environ 6,7 pour cent de la production de la centrale Dalhousie, de NB Power, et environ 4,7 pour cent de la production de la centrale Point Lepreau, de NB Power, pour le cycle d'exploitation utile de chaque unité. Dans le cadre de son accord de participation, Maritime Electric doit payer sa part des dépenses en immobilisations de ces unités.

(6) FortisAlberta et un fournisseur de service de transport albertain ont conclu un accord, en contrepartie d'annexes conjointes d'installations de distribution au réseau de transport. Les dispositions de l'accord visant son échéance précisent que l'accord demeure en vigueur jusqu'à ce que la Société n'ait plus d'annexes aux installations de transport. En raison de la durée illimitée de ce contrat, le calcul des versements futurs après 2010 comprend des versements jusqu'à la fin de vingt ans. Toutefois, les versements faits aux termes de cet accord peuvent se poursuivre durant une période indéterminée. FortisAlberta et un fournisseur de service de transport albertain ont également conclu un certain nombre d'accords de service visant à assurer le maintien de l'efficience de l'exploitation au moyen d'initiatives coordonnées. Les accords de service ont des durées minimales de cinq ans, à compter du 1er septembre 2005, et ils peuvent être prolongés à des conditions mutuellement acceptables.

(7) Les obligations liées aux baux d'exploitation comprennent certaines locations à bail de bureaux, de véhicules et de matériel ainsi que la location à bail d'actifs de distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc.

(8) Dans le cadre d'un contrat de vente-relocation, conclu le 29 septembre 1993, FortisBC a entrepris de louer son immeuble à bureaux de Trail, en Colombie-Britannique, pour une période de trente ans. En vertu du contrat, FortisBC a des options de rachat à la vingtième et à la vingt-huitième année de la période du bail, environ. Le 1er décembre 2004, FortisBC a également signé un bail de cinq ans pour ses bureaux du siège social de Kelowna, en Colombie-Britannique. Le bail prévoit la résiliation sans pénalité après trois ans.

RESSOURCES EN CAPITAL

La principale entreprise de services publics d'électricité réglementés de la Société exige que Fortis ait un accès permanent au capital pour lui permettre de construire et d'entretenir les réseaux électriques. Pour s'assurer un accès permanent au capital, la Société cible une structure financière à long terme comprenant au moins 40 % de capitaux propres et de 60 % d'emprunts, ainsi que des cotes de solvabilité de qualité investissement. La Société s'efforce de faire en sorte que l'élément capitaux propres de sa structure du capital comprenne au moins 75 pour cent d'actions ordinaires. Le tableau suivant présente la structure financière de Fortis.



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Fortis Inc.
Structure financière (non vérifiée)
--------------------------------------------------------------------
30 juin 2006 31 décembre 2005
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(en millions $) (%) (en millions $) (%)
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Total de la dette et
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition
(après flux de
trésorerie) 2 294,5 59,2 2 182,5 58,7
--------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 319,5 8,3 319,5 8,6
--------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
sous forme
d'actions ordinaires 1 260,1 32,5 1 213,4 32,7
--------------------------------------------------------------------
Total 3 874,1 100,0 3 715,4 100,0
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


L'évolution de la structure financière de la Société résulte surtout de l'accroissement de la dette totale permettant de financer le programme consolidé d'immobilisations de Fortis, associé aux bénéfices nets, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires de 41,5 millions $ pour le premier semestre de 2006.

Le 30 juin 2006, les cotes de solvabilité en rapport avec la dette non garantie de la Société étaient les suivantes :

Standard & Poors ("S&P") BBB
Dominion Bond Rating Service ("DBRS") BBB (high)

En décembre 2005, S&P a confirmé sa cote de solvabilité en rapport avec la dette non garantie de la Société à BBB et a révisé sa perspective, de négative à stable. La perspective a été révisée en raison de l'amélioration de la stabilité de l'entreprise et des profils de risque financier de Fortis et de l'atténuation des préoccupations entourant le niveau de risque d'exploitation et de financement associé au programme majeur d'immobilisations de la Société. En février 2006, DBRS a confirmé la cote visant la dette non garantie de la Société à BBB (high).

Programme d'immobilisations : La principale entreprise de services publics d'électricité réglementés de la Société exige beaucoup de capitaux. On prévoit que les dépenses en immobilisations consolidées brutes de Fortis pour 2006 seront presque de 450 millions $, dont 227,7 millions $ ont été encourus pour l'exercice à ce jour. On prévoit qu'environ 300 millions $ seront investis par FortisAlberta et par FortisBC.

On prévoit que le total des actifs d'immobilisations des services publics de la Société croîtra au taux annuel moyen de 6 % au cours des cinq prochaines années. Les programmes d'immobilisations majeures chez FortisAlberta et chez FortisBC sont les principaux éléments de cet accroissement prévu. On prévoit que les espèces nécessaires à l'achèvement des programmes d'immobilisations seront fournies par l'association d'emprunts à court terme et à long terme, par les fonds autogénérés et par des émissions d'actions ordinaires. Fortis ne prévoit pas de difficulté à obtenir les fonds nécessaires.

Flux de trésorerie : La capacité de la Société à satisfaire les obligations liées au service de la dette et au versement des dividendes sur ses actions ordinaires et sur ses actions privilégiées dépend des résultats financiers des filiales d'exploitation et des versements en espèces connexes provenant de ces filiales. Certaines filiales réglementées peuvent faire l'objet de restrictions pouvant limiter leurs capacités de distribuer des fonds à Fortis.

Comme le précise le Rapport annuel de 2005 de Fortis Inc., Belize Electricity ne se conforme toujours pas aux dispositions visant le ratio de couverture du service de la dette, de 1,5 fois, en rapport avec son emprunt de 5,3 millions $ (9,4 millions $ BZ) auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement, et avec son emprunt de 9,2 millions $ (16,4 millions $ BZ) contracté auprès de la Banque de développement des Caraïbes. Fortis ne prévoit pas de modification au programme de remboursement régulier de la dette relatif à ces emprunts.

La Société et ses filiales avaient des lignes de crédit autorisées consolidées de 795,0 millions $, dont 573,8 millions $ étaient inutilisés le 30 juin 2006. Le résumé présenté ci-dessous précise les facilités de crédit de la Société en fonction des secteurs isolables.



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Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifiées)
---------------------------------------------------------------------

Services Total Total
publics au 30 au 31
Siège régle- Production Fortis juin déc.
(en millions $) social mentés de Fortis Properties 2006 2005
---------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 210,0 566,9 5,6 12,5 795,0 747,1
---------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
utilisées
---------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme (4,1) (73,4) - (1,5) (79,0) (59,9)
---------------------------------------------------------------------
Dette à
long terme (42,0) (39,9) - - (81,9) (74,8)
---------------------------------------------------------------------
Lettres de
crédit
en circulation (4,5) (53,7) - (2,1)(60,3) (73,6)
---------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
accessibles 159,4 399,9 5,6 8,9 573,8 538,8
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Le 30 juin 2006 et le 31 décembre 2005, certains emprunts faits en vertu de facilités de crédit de la Société et de filiales ont été classés comme dette à long terme. Ces emprunts sont faits en vertu de facilités de crédit à long terme et la direction a l'intention de refinancer éventuellement ces emprunts par un financement permanent à long terme.

En janvier 2006, Newfoundland Power a renégocié sa facilité de crédit à terme renouvelable engagée de 100 millions $, syndiquée, pour en porter le terme d'un an à trois ans; la facilité échoit maintenant en janvier 2009.

En janvier 2006, le crédit-relais à court terme non garanti non renouvelable de 25 millions $, de Maritime Electric, à l'appui de la construction de la centrale à turbine à combustion de 50 MW, a été prolongé jusqu'en juillet 2007.

En mars 2006, FortisAlberta a modifié sa facilité de crédit à terme syndiquée, relevant le montant accessible à 200 millions $, depuis 150 millions $, et prolongeant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010. En outre, la Société peut demander le relèvement de 50 millions $ de la limite de cette facilité de crédit, aux mêmes conditions que la facilité de crédit existante.

En mai 2006, la date d'échéance de la facilité de crédit d'exploitation de 50 millions $ de FortisBC a été reportée à mai 2007.

En juin 2006, Fortis a renégocié et modifié ses facilités de crédit à terme non garanties de 145 millions $ et de 50 millions $ pour en reporter les dates d'échéance depuis mai 2008 et janvier 2009 à mai 2010 et janvier 2011, respectivement. En outre, en juillet 2006, le montant accessible en vertu de la facilité de 145 millions $ a été porté à 250 millions $. Ces facilités de crédit peuvent servir à des fins d'entreprise générales, notamment à des acquisitions.

Le 21 avril 2006, FortisAlberta a émis des débentures non garanties de 100 millions $, portant intérêt au taux de 5,40 % par année, remboursable semestriellement le 21 avril et le 21 octobre, et échéant le 21 avril 2036. Le produit net de l'émission a servi surtout au remboursement d'emprunts existants liés à la facilité de crédit à long terme de FortisAlberta.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

La divulgation est prescrite pour tous les arrangements hors bilan, prenant la forme notamment de transactions, d'accords ou d'arrangements contractuels avec des entités non consolidées, des entités financières structurées, des entités à mission spéciale ou des entités à intérêts variables, qui pourraient vraisemblablement avoir un effet important sur les liquidités ou la disponibilité ou les besoins de ressources en capital. La Société n'avait pas d'arrangement hors bilan de cette nature le 30 juin 2006.

GESTION DES RISQUES COMMERCIAUX

Il n'y a pas eu de changements importants pour ce qui regarde les risques commerciaux importants auxquels est exposée la Société, au semestre terminé le 30 juin 2006, par rapport à ceux précisés dans l'Examen et l'analyse par la direction de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, sauf pour les précisions fournies ci-dessous.

Réglementation : Les demandes de tarifs qui précisent des exigences en matière de revenu (produits) peuvent être assujetties à des procédures de règlement négocié et également être recherchées dans le cadre de procédures d'audiences publiques. Au deuxième trimestre de 2006, le risque lié à la réglementation pour 2006 a été atténué en raison de l'obtention des approbations des autorités de réglementation portant sur des demandes tarifaires présentées par FortisAlberta, FortisBC, Maritime Electric, Canadian Niagara Power et Belize Electricity.

Relations de travail : La convention collective convenu entre FortisBC et le Local 213 de la Fraternité internationale des ouvriers en électricité (IBEW) est échue le 31 janvier 2005. IBEW représente les employés de métiers spécifiques du domaine de la production, du transport et de la distribution d'électricité. La Société et IBEW ont conclu une convention qui a été ratifiée au début de janvier 2006. La convention échoit le 31 janvier 2008. La convention collective conclue par FortisBC et par le Local 378 du Syndicat canadien des employées et des employés professionnels et de bureau ("SEPB-COPE") est échue le 31 janvier 2006. SEPB représente les employés de bureau et des métiers professionnels. La Société et SEPB ont conclu une convention qui a été ratifiée au début de juillet 2006. La convention échoit le 31 janvier 2011.

La majorité des employés de FortisAlberta sont représentés par la United Utility Workers Association ("UUWA"). Deux conventions collectives ont été négociées avec UUWA. La convention collective intitulée Dispatch/Contact Centre Collective Agreement est échue le 31 décembre 2004 et la principale convention collective est échue le 31 décembre 2005. Une nouvelle convention collective mixte a été négociée avec UUWA au deuxième trimestre de 2006. La nouvelle convention collective échoit le 31 décembre 2007.

La convention collective négociée par Belize Electricity avec Belize Energy Workers Union a été signée le 29 novembre 2000 et elle doit être revue à tous les cinq ans. Des préparatifs sont en cours pour négocier avec le syndicat et les négociations devraient commencer en août 2006.

MODIFICATION DES POLITIQUES COMPTABLES

Comptabilisation des produits : A compter du 1er janvier 2006, Newfoundland Power a modifié prospectivement sa politique de comptabilisation des produits, depuis une méthode fondée sur la facturation à une méthode fondée sur les faits générateurs, telle qu'approuvée par PUB. La transition à la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs, même si elle n'a pas d'effet important sur le bénéfice annuel de Newfoundland Power, entraînera un déplacement en 2006 du bénéfice trimestriel de la Société par rapport à 2005. Le PUB a aussi approuvé un cumul de revenu non récurrent de 3,1 millions $ en 2006. Ce montant représente la partie des produits non facturés le 31 décembre 2005, de 23,6 millions $, nécessaire pour compenser l'effet fiscal à encourir en 2006 de l'adoption de la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs. La disposition du solde restant des produits non facturés pour 2005 a été reportée jusqu'à la prochaine demande de tarif général de la Société.

Obligations conditionnelles liées à la mise hors service d'immobilisations : Le 1er avril 2006, Fortis a adopté avec effet rétroactif CPN-159 - Obligations conditionnelles liées à la mise hors service d'immobilisations, ("CPN-159"). CPN-159 impose à une entité l'obligation de constater une charge en fonction de la juste valeur d'une obligation liée à la mise hors service d'immobilisations ("OMHSI"), même si le calendrier et/ou la méthode de règlement sont conditionnels à des éventualités. Même si des OMHSI conditionnels ont été identifiés, aucun montant n'a été comptabilisé, puisque ceux-ci ont peu d'importance par rapport aux résultats d'exploitation et à la situation financière de la Société.

Impôts sur le bénéfice de la Société : A compter du 1er janvier 2006, FortisAlberta applique pour l'impôt fédéral la méthode de l'impôt exigible. Comme le prescrit l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, approuvé par l'AEUB le 29 juin 2006, les frais d'impôts sur le bénéfice de la Société sont maintenant récupérés à même les taux imposés aux clients, en se fondant uniquement sur l'impôt sur le bénéfice actuellement exigible aux fins de la réglementation. En conséquence, les taux actuels ne comprennent pas la récupération de l'impôt futur sur le bénéfice lié à certaines écarts temporaires entre la base imposable de l'actif et du passif et leurs montants comptables aux fins de la réglementation.

En 2005, FortisAlberta, a appliqué la méthode comptable de l'impôt exigible pour l'impôt provincial sur le bénéfice, et les frais d'impôt fédéral sur le bénéfice ont été récupérés à même les taux imposés aux clients, en se fondant sur une méthode modifiée de calcul des charges fiscales. Selon la méthode modifiée du calcul des charges, les taux imposés aux clients comprenaient la récupération de l'impôt fédéral futur sur le bénéfice lié aux écarts temporaires précisés entre la base imposable de l'actif et du passif et leurs montants comptables aux fins de la réglementation. Par suite de la récupération d'une partie de l'impôt fédéral futur à même les taux imposés au client en 2005, FortisAlberta avait déjà comptabilisé l'impôt fédéral futur sur le bénéfice dans les états financiers de 2005 et avait également constitué une charge liée à la réglementation égale au montant de l'impôt fédéral futur sur le bénéfice comptabilisé n'ayant pas encore été reflété dans les taux imposés à la clientèle. Toutefois, par suite de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, l'actif d'impôt futur sur le bénéfice et la charge compensatrice liée à la réglementation ne sont plus constatés.

ENONCES COMPTABLES PORTANT SUR L'AVENIR

Au premier semestre terminé le 30 juin 2006, il n'y a pas eu de changement à l'information divulguée par la Société en matière d'énoncés comptables portant sur l'avenir, par rapport à ceux divulgués dans l'Examen et l'analyse par la direction de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, sauf pour les précisions ci-dessous :

Exploitations à taux réglementé : Le Conseil des normes comptables ("CNC") du Canada a récemment étudié les effets de son projet d'exploitations à taux réglementé lié à son plan stratégique récemment adopté, et il a décidé que le projet, tel que formulé au départ, devrait être abandonné. Il a en outre décidé, sous réserve de la critique de ses propositions, de ce qui suit : i) l'exemption provisoire prévue au Chapitre 1100 du Manuel de l'Institut canadien des comptables agréés (le "Manuel") prévoyant l'exemption pour les organismes assujettis à une réglementation tarifaire de l'exigence lié à l'application du Chapitre à la constatation et à l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation tarifaire, devrait être supprimée; ii) l'orientation explicite applicable aux exploitations à taux réglementé précisée au Chapitre 1600, Etats financiers consolidés, au Chapitre 3061, Biens, usines et équipements, au Chapitre 3465, Impôts sur le bénéfice, et au Chapitre 3475, Disposition des actifs de longue durée et exploitations abandonnées, devrait être retirée; et iii) la Note d'orientation comptable 19, Divulgations par les organismes assujettis à la réglementation tarifaire, devrait être conservée, telle quelle. Un projet de texte pour commentaires, destiné au public, fondé sur ces décisions préliminaires, est prévu pour le troisième trimestre de 2006. Le CNC a également précisé que, en se fondant sur l'Enoncé des normes comptables financières des Etats-Unis No. 71, intitulé Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation ("FAS 71"), comme autre source de PCGR, en l'absence d'orientations dans le Manuel portant sur les contextes spécifiques des organismes assujettis à la réglementation tarifaire, celle-ci est conforme au Chapitre 1100 lorsque les critères d'admissibilité de FAS 71 sont satisfaits. La Société étudie actuellement attentivement l'évolution de ces questions afin d'en évaluer l'effet possible sur ses états financiers.

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada impose à la direction l'obligation de préparer des estimations et des hypothèses qui influencent les montants déclarés des éléments d'actif et de passif et la divulgation des éléments d'actif et de passif liés aux réserves à la date des états financiers, ainsi que les montants déclarés des produits et des dépenses faits durant les périodes de rapport. Les estimations sont fondées sur des données, sur des conditions actuelles et sur diverses autres hypothèses jugées raisonnables eu égard au contexte. En outre, certaines estimations sont nécessaires puisque les contextes de réglementation entourant les exploitations des services publics de la Société exigent souvent la comptabilisation de montants aux valeurs estimatives jusqu'à ce que ces montants soient arrêtés, conformément aux décisions d'ordre réglementaire ou à d'autres procédures d'ordre réglementaire.

En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration des estimations, les résultats réels pourraient bien différer nettement des estimations actuelles. Les estimations font l'objet d'un examen périodique et, lorsque des ajustements sont nécessaires, ceux-ci sont comptabilisés dans les résultats financiers pour la période où ils deviennent connus. Les états financiers intermédiaires peuvent aussi utiliser davantage les estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changements importants aux estimations comptables critiques de la Société, pour le semestre terminé le 30 juin 2006, par rapport à celles divulguées dans l'Examen et l'analyse par la direction de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, sauf pour les précisions fournies ci-dessous.

Tarifs : Le 23 mai 2006 et le 29 juin 2006, FortisBC et FortisAlberta, respectivement, ont reçu l'approbation des tarifs définitifs à imposer à la clientèle en 2006, résultant de l'approbation par les autorités de réglementation respectives des accords de règlement négocié. Chez FortisBC, la hausse des taux d'électricité intérimaires de 5,9 % imposée à la clientèle à compter du 1er janvier 2006, et la hausse de taux définitifs approuvés pour 2006 chez FortisBC étaient semblables. Pour FortisAlberta, toutefois, l'AEUB a approuvé une baisse de taux d'électricité de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006. FortisAlberta imposait des taux provisoires, qui étaient identiques à ceux imposés en 2005. L'effet de la baisse tarifaire chez FortisAlberta, à compter du 1er janvier 2006, de 2,1 millions $ a été comptabilisé comme une baisse de produits au deuxième trimestre de 2006 et la baisse sera remboursée aux clients en 2007.

Amortissement et frais généraux capitalisés : FortisBC a mené à terme récemment une étude d'amortissement visant le cycle d'exploitation utile estimatif de ses biens, usines et équipements. L'étude a recommandé le relèvement du taux d'amortissement mixte de la Société, depuis 2,6 % à 3,6 %. La demande pour 2006 présentée par FortisBC et les états financiers consolidés du premier trimestre de 2006 de la Société utilisaient un taux d'amortissement mixte de 3,6 % chez FortisBC.

L'Accord de règlement négocié pour 2006 s'est traduit par un taux d'amortissement mixte de 3,2 %, à compter du 1er janvier 2006, lequel a été reflété dans les états financiers consolidés du deuxième trimestre de 2006 de la Société, ce qui a entraîné une baisse de 0,4 million $ des frais d'amortissement.

FortisBC a mené à terme récemment une analyse de sa méthode d'affectation des frais généraux capitalisés. Cette analyse a justifié la modification de l'estimation des frais généraux capitalisés. L'estimation révisée calcule les frais généraux capitalisés comme un pourcentage de tous les frais généraux du siège social, alors qu'antérieurement, le pourcentage ne s'appliquait qu'à un groupe limité de frais du siège social. La demande pour 2006 présentée par FortisBC et les états financiers consolidés pour le premier trimestre de 2006 de la Société appliquent un pourcentage de frais généraux capitalisés d'environ 27,5 pour cent des dépenses brutes d'exploitation et d'entretien, à comparer à environ 9,0 % appliqué antérieurement chez FortisBC. L'Accord de règlement négocié pour 2006 s'est traduit par un taux de frais généraux capitalisés d'environ 20,0 pour cent des dépenses d'exploitation et d'entretien, à compter du 1er janvier 2006, reflété dans les états financiers consolidés du deuxième trimestre de 2006 de la Société, entraînant ainsi une baisse de 0,9 million $ des frais généraux capitalisés et une hausse correspondante des dépenses d'exploitation.

Pour l'exercice à ce jour, au 30 juin 2006, la hausse du taux d'amortissement mixte chez FortisBC à 3,2 %, depuis 2,6 %, et la hausse du pourcentage des dépenses brutes d'exploitation et d'entretien capitalisées à quelque 20,0 %, depuis 9,0 %, ont entraîné une hausse des frais d'amortissement de 2,4 millions $ et une baisse des frais d'exploitation de 2,3 millions $, respectivement.

Réserves : Fortis est partie à un certain nombre de différends et de poursuites judiciaires dans le cours normal des affaires. Les charges associées aux réserves de la Société sont conformes aux divulgations faites dans les états financiers consolidés vérifiés annuels de 2005 de la Société, sauf dans les cas précisés ci-dessous.

Maritime Electric

En avril 2006, l'ARC a émis à Maritime Electric de nouvelles cotisations visant les années d'imposition 1997-2004. Les nouvelles cotisations visent le traitement fiscal de la Société, notamment le calendrier des déductions de la Société, pour ce qui regarde les éléments suivants : i) l'ECAM pour les années d'imposition 2001-2004, ii) des ajustements liés aux rabais consentis au client pour les années d'imposition 2001-2003, et iii) le versement par la Société d'environ 6 millions $ le 2 janvier 2001 en rapport avec un règlement négocié avec NB Power relativement à la dépréciation de 450 millions $ de la centrale nucléaire de Point Lepreau, en 1998.

Maritime Electric est convaincue qu'elle a bien présenté sa situation fiscale, à tous les égards, en rapport avec les nouvelles cotisations et elle a présenté un avis d'opposition au Chef des Appels de l'ARC. Advenant que la Société ne réussisse pas à se défendre de tous les éléments de la nouvelle cotisation, la Société pourrait devoir verser environ 11,7 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Pour l'exercice à ce jour, au 30 juin 2006, Maritime Electric a prévu, au poste de l'impôt actuel et futur à payer, environ 11,0 millions $, et une charge additionnelle de 0,7 million $ serait donc ainsi créée. Dans ce cas, la Société demanderait à l'IRAC d'inclure ce montant au poste de la procédure réglementaire d'établissement des tarifs. Les dispositions de la Loi de l'impôt exigent que la Société dépose auprès de l'ARC la moitié de la somme liée à la cotisation faisant l'objet de l'opposition et la Société a donc fait un dépôt de 5,9 millions $ auprès de l'ARC le 29 juin 2006.

FortisAlberta

Le 24 mars 2006, Sa Majesté la Reine du Chef de l'Alberta a déposé une réclamation contre FortisAlberta auprès de la Cour du Banc de la Reine de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton. La Couronne prétend que la Société est responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la province de l'Alberta habituellement appelée "Poll Haven Community Pasture". La Couronne demande environ 2,7 millions $ en rapport avec les frais de lutte et d'extinction de l'incendie et environ 2,4 millions $ pour pertes de bois de grume, ainsi que des intérêts et d'autres frais. En raison du caractère préliminaire des procédures, FortisAlberta n'a pas fait d'évaluation définitive de la responsabilité possible liée au contentieux. Toutefois, la direction ne croit pas que la Société soit responsable de l'incendie ou y ait contribué, et la direction estime donc que les allégations ne sont pas fondées.

FortisBC

FortisBC a reçu des lettres des représentants du ministère des Forêts de la C.-B. (le " ministère ") et a rencontré ceux-ci afin de discuter de la possibilité de l'émission d'une facture pour la Société en rapport avec des frais encourus par le ministère en 2003 relatifs à un feu de forêt survenu près du Lac Vaseux. Le ministère a allégué des manquements au Code des pratiques forestières (Forest Practices Code) et a fait état de négligence et il a déposé et signifié, le 6 juin 2006 ou vers cette date, une citation et une réclamation visant FortisBC. FortisBC poursuit les communications avec le ministère et avec ses assureurs. En outre, FortisBC a pris connaissance du dépôt de deux citations et réclamations déposées, mais non signifiées, par des propriétaires fonciers privés en rapport avec cette même question.

On ne peut à ce moment-ci prévoir et estimer avec assez de certitude le résultat de ce recours et aucun montant n'a donc été cumulé à cet égard dans les états financiers consolidés.

RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente des données trimestrielles non vérifiées pour chacun des huit trimestres, depuis le trimestre terminé le 30 septembre 2004, jusqu'au trimestre terminé le 30 juin 2006. L'information trimestrielle a été tirée des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société qui, de l'avis de la direction, ont été préparés conformément aux PCGR canadiens et conformément aux prescriptions des autorités de réglementation des services publics. Le moment de la constatation de certains éléments d'actif et de passif, de produits et de dépenses, par suite de la réglementation, peut varier, par rapport aux attentes possibles, par ailleurs, lorsqu'on applique les PCGR canadiens à des organismes non réglementés. Ces différences sont divulguées dans les Notes aux états financiers annuels consolidés vérifiés de 2005 de la Société. Ces résultats d'exploitation ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats de toute période future et on se gardera de se fonder sur ceux-ci pour prévoir le rendement futur.



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Fortis Inc.
Résumé des résultats trimestriels
(non vérifiés)
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Bénéfice net Bénéfice par
Produits attribuable action ordinaire
et revenu de aux actions avant après
Trimestre participation ordinaires dilution dilution
terminé le (en milliers $)(en milliers $) ($) ($)
---------------------------------------------------------------------
30 juin 2006 345 851 37 946 0,37 0,35
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31 mars 2006 390 827 36 605 0,35 0,34
---------------------------------------------------------------------
31 décembre 2005 353 084 22 263 0,22 0,21
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005 341 650 37 450 0,36 0,33
---------------------------------------------------------------------
30 juin 2005 364 948 38 188 0,37 0,34(1)
---------------------------------------------------------------------
31 mars 2005 381 789 39 196 0,40 0,36(1)
---------------------------------------------------------------------
31 décembre 2004 337 170 21 176 0,22 0,21(1)
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2004 303 653 25 452 0,26 0,25(1)
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(1) Les données sur le bénéfice par action ordinaire ont été
reformulées de manière à refléter le fractionnement des actions de 4-
pour-1 mené à terme en octobre 2005.
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Un résumé des huit derniers trimestres reflète l'expansion régulière de la Société ainsi que le caractère saisonnier associé à ses entreprises. Ces résultats financiers intermédiaires évolueront en raison du caractère saisonnier de la demande d'électricité et des débits d'eau ainsi que du calendrier et de l'application des décisions d'ordre réglementaire. En raison du groupe diversifié de sociétés, le caractère saisonnier peut varier. La plupart des investissements de la Société dans les services publics génèrent de meilleurs résultats au premier trimestre. Les investissements de la Société dans des secteurs autres que les services publics, faits par Fortis Properties, génèrent habituellement de meilleurs résultats au deuxième trimestre et au troisième trimestre. A compter du 1er février 2005, les résultats financiers ont été influencés par l'acquisition de trois hôtels Greenwood Inn. Par ailleurs, la correspondance des produits et du bénéfice trimestriels pour 2006 et pour 2005 a été influencée dans une certaine mesure par le déplacement des produits déclarés chez Newfoundland Power, résultant de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs, depuis une base de facturation. La correspondance des résultats financiers trimestriels pour 2005 et pour 2004 est influencée dans une certaine mesure par le caractère saisonnier de la nouvelle structure tarifaire liée à l'énergie achetée chez Newfoundland Power, à compter du 1er janvier 2005. Chacun des bénéfices trimestriels comparés, à l'exception des trimestres comparés terminés le 31 mars 2006 et le 31 mars 2005 et des trimestres correspondants terminés le 30 juin 2006 et le 30 juin 2005, a enregistré une hausse en raison tant de la stratégie d'acquisition de la Société que de l'amélioration du bénéfice d'exploitation dans la plupart des filiales. Les résultats pour le premier trimestre de 2005 comprennent le Règlement Ontario Power, de 7,9 millions $, après impôt.

Juin 2006/juin 2005 - Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 37,9 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, en regard d'un bénéfice de 38,2 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre de 2005. Le bénéfice, pour le deuxième trimestre de l'exercice précédent, comprenait un ajustement après impôt positif de 7,0 millions $ au bénéfice de FortisAlberta, attribuable pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal visant des années antérieures, ayant un effet favorable sur les produits. Au deuxième trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice comprenait aussi un ajustement positif de 1,1 million $ du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities, associé à un changement de pratique comptable de la comptabilisation des produits non facturés. Lorsqu'on exclut ces postes, le bénéfice de la Société est de 7,8 millions $ plus élevé au deuxième trimestre de 2006, qu'au deuxième trimestre de 2005. La hausse est attribuable à la baisse de l'impôt sur le bénéfice de la Société, enregistrée pour une bonne part chez FortisAlberta, à l'amélioration de la production hydroélectrique au Belize, à l'amélioration du bénéfice chez Fortis Properties et à un gain de change sur la conversion de dettes de la Société libellée en dollars américains.

La hausse a été en partie annulée par la baisse du bénéfice chez Newfoundland Power liée au déplacement de produits, depuis le premier semestre de 2006 au deuxième semestre de 2006, lors de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs, à compter du 1er janvier 2006, et par l'effet de la comptabilisation des effets cumulés des accords de règlement négocié, approuvés par les autorités de réglementation au deuxième trimestre de 2006 chez FortisAlberta et chez FortisBC.

Mars 2006/mars 2005 : Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires du premier trimestre de 2006 a été de 36,6 millions $, ou de 0,35 $ par action ordinaire, en regard d'un bénéfice de 39,2 millions $, ou de 0,40 $ par action ordinaire, au premier trimestre de 2005. Au premier trimestre de l'exercice précédent, le bénéfice comprenait le règlement Ontario Power, de 7,9 millions $ après impôts. Lorsqu'on exclut le règlement Ontario Power de 2005, le bénéfice progresse d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la hausse du bénéfice chez FortisBC et chez FortisAlberta, et de la hausse de la production hydroélectrique non réglementée au Belize. La progression du bénéfice est aussi attribuable à la hausse générale de 11 % des taux d'électricité, à compter du 1er juillet 2005, et à la progression des ventes d'électricité chez Belize Electricity. Annulant en partie la progression du bénéfice, il y a eu une baisse prévue du bénéfice chez Newfoundland Power en raison de la modification de la politique de constatation des produits de la Société, d'une baisse du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities, attribuable pour une bonne part à la hausse des frais de combustible, et de l'effet de la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario. Le bénéfice par action ordinaire au premier trimestre de 2006, a été influencé par la dilution créée par l'émission d'actions ordinaires de 130 millions $ le 1er mars 2005.

Décembre 2005/décembre 2004 : Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires au quatrième trimestre de 2005 a été de 22,3 millions $, ou de 0,22 $ par action ordinaire, en regard de 21,2 millions $, ou de 0,22 $ par action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La progression du bénéfice provenant des Services non réglementés - Production de Fortis, attribuable pour une bonne part à la hausse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario et dans le haut de l'Etat de New York, et à la production accrue, a été en partie annulée par la baisse du bénéfice provenant des Services publics réglementés et par la hausse des dépenses du Siège social. La baisse du bénéfice provenant des Services publics réglementés est attribuable surtout à la baisse du bénéfice chez FortisAlberta et chez FortisBC, compensée en partie par la hausse du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities. Au quatrième trimestre de 2005, le bénéfice de FortisAlberta a été abaissé par un ajustement non récurrent d'environ 3,0 millions $, lié pour une bonne part à l'application de l'Accord de règlement négocié, conclu le 23 mai 2005. En outre, au quatrième trimestre de 2004, FortisBC a comptabilisé un accroissement de 3,7 millions $ après impôts du bénéfice lié au raffinement de la méthode appliquée à l'estimation des produits non facturés provenant de l'électricité. En outre, le revenu de participation du quatrième trimestre de 2004 comportait une charge de 8,2 millions $ associée aux dommages causés par l'ouragan Ivan. Le bénéfice par action ordinaire au quatrième trimestre de 2005, a subi l'effet de la dilution créée par l'émission d'actions ordinaires de 130 millions $ le 1er mars 2005.

Septembre 2005/septembre 2004 - Au troisième trimestre de 2005, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 37,4 millions $, ou de 0,36 $ par action ordinaire, en regard de 25,5 millions $, ou de 0,26 $ par action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Au troisième trimestre, le bénéfice a été de 11,9 millions $ supérieur à celui du trimestre correspondant de 2004, en raison surtout de la hausse du prix de vente en gros moyen de l'énergie en Ontario, d'un gain sur change non réalisé, après impôt, de 3,1 millions $, lié à la conversion de 60 millions $ US de dette à long terme sans couverture de la Société, et du bénéfice accru chez Belize Electricity, chez Caribbean Utilities et chez Fortis Properties. Le bénéfice provenant des Services publics réglementés au Canada a été semblable d'un trimestre à l'autre. L'effet net de plusieurs ajustements chez FortisAlberta, chez FortisBC et chez FortisOntario ainsi que la progression du bénéfice chez Maritime Electric ont contribué à compenser la baisse du bénéfice trimestriel chez Newfoundland Power en rapport avec la nouvelle structure tarifaire d'achat d'énergie et avec la hausse des frais financiers dans les services publics de l'ouest du Canada. La progression du bénéfice par action ordinaire d'un trimestre à l'autre a été en partie annulée par la dilution résultant de l'émission d'actions ordinaires de 130 millions $ le 1er mars 2005.

PERSPECTIVES

L'entreprise principale des services publics d'électricité réglementés de la Société exige beaucoup de capitaux et Fortis prévoit que la plupart de ses dépenses en immobilisations pour les cinq prochaines années seront principalement liées à FortisAlberta et à FortisBC. Les dépenses en immobilisations consolidées brutes en 2006 devraient se chiffrer à quelque 450 millions $, dont environ 425 millions $ devraient être investis dans les services publics réglementés.

Fortis prévoit également affecter son capital au financement d'autres acquisitions d'actifs de services publics. Fortis continuera de rechercher les occasions d'acquisition au Canada, dans les Caraïbes et aux Etats-Unis. Fortis recherchera également l'expansion dans ses entreprises non réglementées, notamment dans les domaines de la production hydroélectrique, dans le secteur hôtelier et dans l'immobilier.

DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Le 3 août 2006, la Société avait émis et en circulation 103 604 068 actions ordinaires, 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série C et 7 993 500 actions privilégiées de premier rang de la Série E. Le nombre d'actions ordinaires, le 30 juin 2006, qui seraient émises lors de la conversion de titres de dettes convertibles, et le nombre d'actions privilégiées de premier rang de la Série C et de la Série E, sont précisés dans les Notes aux Etats financiers consolidés vérifiés annuels de Fortis pour 2005. Le 30 juin 2006, le nombre d'actions ordinaires qui seraient émises lors de la conversion des options d'achat d'actions est précisé dans les Notes aux Etats financiers consolidés intermédiaires non vérifiés pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006.



FORTIS INC.

Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour les trimestres et pour les semestres terminés les 30 juin 2006
et 2005 (non vérifiés)

Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifiés)
(en milliers)
Au
30 juin 31 décembre
2006 2005
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
(Note 15)
ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 27 365 $ 33 416 $
Débiteurs 194 473 204 169
Charges payées d'avance 13 389 9 786
Actif lié à la réglementation 31 780 33 289
Fournitures et approvisionnements 21 791 18 614
---------------------------------------------------------------------
288 798 299 274

Dépôt au titre de l'impôt sur le
bénéfice de la Société (Note 14 (a)) 5 922 -
Charges reportées 160 116 148 140
Actif lié à la réglementation 88 710 82 315
Impôts futurs 5 968 58 815
Immobilisations de services publics 2 719 972 2 619 480
Biens productifs 418 190 414 608
Investissements 169 249 167 393
Eléments d'actif incorporels,
après amortissement 11 923 14 027
Ecart d'acquisition 512 139 512 139
---------------------------------------------------------------------
4 380 987 $ 4 316 191 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (Note 5) 79 019 $ 59 868 $
Créditeurs et charges à payer 240 403 265 223
Dividendes à payer 17 947 17 924
Impôts exigibles - 22 785
Charges liées à la réglementation 18 545 19 392
Tranches échéant à moins d'un
an de la dette à long terme
et obligations liées aux
contrats de location-acquisition 29 165 31 392
Impôts futurs 1 746 6 714
---------------------------------------------------------------------
386 825 423 298

Crédits reportés 70 559 64 261
Charges liées à la réglementation 37 487 86 780
Impôts futurs 44 185 44 718
Dette à long terme et
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition (Note 5) 2 213 701 2 124 674
Part des actionnaires sans contrôle 48 607 39 555
Actions privilégiées 319 492 319 492
---------------------------------------------------------------------
3 120 856 3 102 778
---------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (Note 6) 819 227 813 304
Surplus d'apport 3 892 3 179
Partie avoir des débentures convertibles 1 440 1 500
Ajustement de change (17 639) (16 312)
Bénéfices non répartis 453 211 411 742
---------------------------------------------------------------------
1 260 131 1 213 413
---------------------------------------------------------------------
4 380 987 $ 4 316 191 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Engagements et obligations liés aux réserves (Note 14)

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des résultats financiers consolidés (non vérifiés)
Pour les périodes terminées le 30 juin
(en milliers, sauf les données sur les actions)

Trimestres terminés en Semestres terminés en
2006 2005 2006 2005
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 343 768 $ 361 887 $ 732 976 $ 741 165 $
Revenu de participation 2 083 3 061 3 702 5 572
---------------------------------------------------------------------
345 851 364 948 736 678 746 737
---------------------------------------------------------------------
Charges
Exploitation 221 829 219 845 475 097 473 158
Amortissement 44 458 42 155 88 625 82 331
---------------------------------------------------------------------
266 287 262 000 563 722 555 489
---------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 79 564 102 948 172 956 191 248
---------------------------------------------------------------------

Frais financiers (Note 9) 35 547 35 155 73 017 71 053
Dividendes sur actions
privilégiées 4 151 4 151 8 303 8 303
Gain sur la vente de biens
productifs (Note 10) (2 088) - (2 088) -
Gain lié au règlement
de questions d'ordre
contractuel (Note 11) - - - (10 000)
---------------------------------------------------------------------
37 610 39 306 79 232 69 356
---------------------------------------------------------------------

Bénéfice avant impôts 41 954 63 642 93 724 121 892
Impôts sur le bénéfice de
la Société (Note 12) 2 381 23 643 16 329 41 845
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant la part
des actionnaires
sans contrôle 39 573 39 999 77 395 80 047
Part des actionnaires
sans contrôle 1 627 1 811 2 844 2 663
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 37 946 $ 38 188 $ 74 551 $ 77 384 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(Note 6) 103 422 102 865 103 354 100 435
---------------------------------------------------------------------

Bénéfice par action
ordinaire
(Note 6)
Avant dilution 0,37 $ 0,37 $ 0,72 $ 0,77 $
Après dilution 0,35 $ 0,34 $ 0,69 $ 0,70 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



Etats consolidés des bénéfices non répartis (non vérifiés)
Pour les périodes terminées le 30 juin
(en milliers)

Trimestres terminés en Semestres terminés en
2006 2005 2006 2005
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Solde au début de
la période 431 815 $ 361 566 $ 411 742 $ 337 013 $
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 37 946 38 188 74 551 77 384
---------------------------------------------------------------------
469 761 399 754 486 293 414 397
---------------------------------------------------------------------
Dividendes sur les
actions ordinaires (16 550) (14 643) (33 082) (29 286)
---------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de
la période 453 211 $ 385 111 $ 453 211 $ 385 111 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats consolidés des flux de trésorerie (non vérifiés)
Pour les périodes terminées le 30 juin
(en milliers)

Trimestres terminés en Semestres terminés en
2006 2005 2006 2005
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 37 946 $ 38 188 $ 74 551 $ 77 384 $
Postes sans effet sur
la trésorerie Amortissement
- immobilisations,
déduction faite des
apports à la construction 41 698 39 537 83 366 77 199
Amortissement -
éléments incorporels 1 052 921 2 104 1 842
Amortissement - autres 1 708 1 697 3 155 3 290
Impôts futurs (880) 10 624 (4 379) 9 435
Avantages sociaux futurs
constitués (1 954) (527) (1 752) (1 028)
Capitaux propres, déduction
faite des dividendes (311) (1 187) (141) (1 243)
Rémunération fondée
sur des actions 386 403 772 790
Perte (gain) sur change
non réalisé liée à la
dette à long terme (Note 9) (1 760) 962 (1 439) 1 359
Part des actionnaires
sans contrôle 1 627 1 811 2 844 2 663
Gain sur la vente de
biens productifs (2 088) - (2 088) -
Autres (721) 407 (642) 294
Hausse du dépôt au titre de
l'impôt sur le bénéfice
de la Société (5 922) - (5 922) -
---------------------------------------------------------------------
70 781 92 836 150 429 171 985
Variation du fonds
de roulement
d'exploitation hors
trésorerie (13 022) (42 950) (43 272) (42 761)
---------------------------------------------------------------------
57 759 49 886 107 157 129 224
---------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Variation des crédits et
des charges reportées (10 296) (1 742) (10 828) (3 301)
Acquisition
d'immobilisations
de services publics (111 541) (97 781) (215 847) (189 152)
Acquisition de biens
productifs (5 169) (6 825) (11 807) (74 217)
Apports à la construction 13 588 11 804 23 199 22 681
Produits liés à la
vente d'immobilisations 5 416 136 5 909 354
Accroissement des
investissements (1 506) (3 248) (1 893) (3 248)
---------------------------------------------------------------------
(109 508) (97 656) (211 267) (246 883)
---------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme 10 546 (17 079) 19 500 (54 737)
Produits provenant de
la dette à long terme 158 815 67 620 210 587 98 016
Remboursement de la dette
à long terme et
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition (105 493) (26 339) (112 675) (35 243)
Avances par (à) des
actionnaires sans contrôle 8 803 (1 367) 9 050 (1 064)
Emission d'actions
ordinaires 2 279 2 626 5 864 130 314
Dividendes Actions
Ordinaires (16 550) (14 643) (33 082) (29 286)
Dividendes de filiales
versés à des actionnaires
sans contrôle (400) (378) (810) (789)
---------------------------------------------------------------------
58 000 10 440 98 434 107 211
---------------------------------------------------------------------
Effet des variations des
taux de change sur la
trésorerie (409) (27) (375) 92
---------------------------------------------------------------------
Variation de la trésorerie
et équivalents de trésorerie 5 842 (37 357) (6 051) (10 356)
Trésorerie et équivalents
de trésorerie, en début
de période 21 523 64 204 33 416 37 203
---------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents -
de trésorerie, en fin
de période 27 365 $ 26 847 $ 27 365 $ 26 847 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
intermédiaires.


FORTIS INC.

NOTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES

Pour le trimestre et le semestre terminés les 30 juin 2006 et 2005 (sauf avis contraire) (non vérifiés)

1. DESCRIPTION DE L'ENTREPRISE

Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") est avant tout une société internationale diversifiée de portefeuille d'entreprises d'électricité. Fortis isole ses entreprises de services publics par domaines de franchise et, selon les exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs. Fortis détient également des investissements dans des installations de production non réglementées et dans des immeubles commerciaux et hôteliers qui sont traités comme secteur distinct. Ces secteurs d'exploitation permettent à la haute direction d'évaluer le rendement d'exploitation et d'apprécier l'apport général de chaque secteur aux objectifs à long terme de la Société. Chaque secteur d'exploitation fonctionne comme une unité autonome, et assume les responsabilités liées aux profits et aux pertes et doit répondre de ses affectations de ressources.

Le résumé qui suit décrit brièvement les exploitations incluses dans chaque secteur d'exploitation de la Société et pour chaque secteur isolable.

Services publics réglementés -- au Canada

Le résumé qui suit décrit la participation de la Société dans les services publics réglementés au Canada, par service public :


a. FortisAlberta : FortisAlberta possède et exploite le réseau de distribution d'électricité d'un territoire important du sud et du centre de l'Alberta.

b. FortisBC : Comprend FortisBC Inc. un service public intégré d'électricité qui a des exploitations dans le territoire intérieur sud de la Colombie-Britannique. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques d'une capacité totale réunie de 235 mégawatts ("MW"). Sont inclus dans le secteur des Services publics réglementés - au Canada, de FortisBC, les services d'exploitation, d'entretien et de gestion non réglementés liés à la centrale hydroélectrique Waneta de 450 MW, détenue par Teck Cominco, la centrale hydroélectrique Brilliant de 149 MW détenue par Columbia Power Corporation et par Columbia Basin Trust ("CPC/CBT"), la centrale hydroélectrique Arrow Lakes de 185 MW détenue par CPC/CBT ainsi que le réseau de distribution détenu par la Ville de Kelowna. A compter du 31 mai 2005, le secteur des Services publics réglementés - au Canada, de FortisBC, comprend aussi Princeton Light and Power Company, Limited ("PLP"). Le 31 mai 2005, Fortis a acheté, par l'entremise d'une filiale en propriété exclusive indirecte, toutes les actions ordinaires et privilégiées émises de PLP. PLP est un service public d'électricité desservant des clients, établis surtout à Princeton, en Colombie-Britannique. PLP achète actuellement son énergie en gros de FortisBC Inc. en vertu d'un contrat d'achat d'énergie ("CAE").

c. Newfoundland Power : Newfoundland Power est le principal distributeur d'électricité à Terre-Neuve. Newfoundland Power a une capacité de production installée de 146 MW, dont 95 MW prend la forme de production hydroélectrique.

d. Maritime Electric : Maritime Electric est le principal distributeur d'électricité à l'Ile-du-Prince-Edouard. Maritime Electric exploite également des installations de production dans l'île à Charlottetown et à Borden-Carleton, ayant une capacité totale réunie de 150 MW.

e. FortisOntario : FortisOntario fournit un service public d'électricité intégré à sa clientèle établie à Fort Erié, à Cornwall, à Gananoque et à Port Colborne, en Ontario. Les exploitations de FortisOntario comprennent Canadian Niagara Power Inc. ("Canadian Niagara Power" ou Société canadienne d'énergie Niagara) et Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited. Sont incluses dans les comptes de la Société canadienne d'énergie Niagara, l'exploitation de l'entreprise de distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc., qui a été louée de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans conclu en avril 2002. FortisOntario détient également une participation de 10 % dans chacune des sociétés Westario Power Holdings Inc. et Rideau St. Lawrence Holding Inc., deux sociétés de distribution régionale d'électricité constituées en 2000.

Services publics réglementés - Caraïbes

Le résumé ci-dessous décrit la participation de la Société dans des entreprises de services publics réglementés aux Caraïbes, par service public :

a. Belize Electricity : Belize Electricity est le principal distributeur d'électricité au Belize, en Amérique centrale. La Société détient une participation majoritaire de 70,1 % dans la Société.

b. Caribbean Utilities Company, Ltd. (" Caribbean Utilities ") : Caribbean Utilities est le seul fournisseur d'électricité de Grand Cayman, Iles des Caïmans. Fortis détient une participation de 37,4 % dans la Société.

Services non réglementés -- Production de Fortis

Voici maintenant une description des actifs de production non réglementés de la Société, par région :

a. Centre de Terre-Neuve : Par l'intermédiaire du partenariat Exploits River Hydro Partnership ("Exploits Partnership"), un partenariat formé par la Société, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive indirecte, CNE Energy Inc., et par Abitibi-Consolidated Company of Canada ("Abitibi-Consolidated"), une capacité additionnelle de 36 MW a été aménagée et mise en exploitation dans deux centrales hydroélectriques de l'Abitibi-Consolidated, dans le centre de Terre-Neuve. La Société détient une participation indirecte de 51 % dans Exploits Partnership et Abitibi-Consolidated détient l'autre participation de 49 %. Exploits Partnership vend sa production à Newfoundland and Labrador Hydro Corporation en vertu d'un contrat d'achat d'énergie de 30 ans.

b. Ontario : Comprend 75 MW liés aux droits sur l'eau en vertu de l'accord d'échange Niagara, la centrale de cogénération de chauffage régional de 5 MW de Cornwall ainsi que six petites centrales hydroélectriques situées dans l'est de l'Ontario ayant une capacité réunie de 8 MW. Les exploitations de production non réglementées en Ontario se font par l'intermédiaire de FortisOntario Inc. et de l'ancienne FortisOntario Generation Corporation. En janvier 2006, FortisOntario Generation Corporation a été intégrée à CNE Energy Inc.

c. Belize : L'exploitation comprend la centrale hydroélectrique Mollejon de 25 MW et les installations hydroélectriques Chalillo de 7 MW, au Belize. Toute la production d'électricité est vendue à Belize Electricity en vertu d'un CAE de cinquante ans. Les exploitations de production hydroélectrique au Belize se font par l'intermédiaire de la filiale en propriété exclusive indirecte de la Société, Belize Electric Company Limited ("BECOL"), en vertu d'un contrat de franchise conclu avec le gouvernement du Belize.

d. Colombie-Britannique : Comprend la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Walden, de 16 MW, située près de Lillooet, en Colombie-Britannique. Cette centrale vend toute sa production à BC Hydro en vertu d'un contrat à long terme. L'exploitation des installations de production hydroélectrique en Colombie-Britannique se fait par l'intermédiaire de Walden Power Partnership, un partenariat en propriété exclusive de FortisBC Inc.

e. Territoire supérieur de l'Etat de New York : Comprend l'exploitation de quatre centrales hydroélectriques dans la partie supérieure de l'Etat de New York, ayant une capacité réunie de 23 MW, et poursuivant l'exploitation en vertu de permis accordés par la Federal Energy Regulatory Commission des Etats-Unis. Les activités de production hydroélectrique dans le haut de l'Etat de New York se font par l'intermédiaire de la filiale en propriété exclusive indirecte de la Société, FortisUS Energy Corporation.

Entreprises non réglementées - Fortis Properties

Fortis Properties possède et exploite des hôtels dans six provinces du Canada et des immeubles commerciaux dans la région Atlantique du Canada. Ses propriétés comprennent quatorze hôtels, comptant plus de 2 800 chambres, et environ 2,7 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux.

Siège social

Les frais du Siège social comprennent les frais financiers associés à la dette encourue directement par Fortis, les gains ou pertes sur change, les dividendes sur titres privilégiés et d'autres dépenses du Siège social, déduction faite des récupérations de filiales, les intérêts et divers revenus et impôts sur le bénéfice de la Société.

2. FONDEMENT DE LA PRESENTATION

Ces états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus au Canada ("PCGR canadiens") pour les états financiers intermédiaires et n'incluent pas toute l'information habituellement présentée dans les états financiers annuels consolidés de la Société. Ces états financiers consolidés intermédiaires devraient être lus de concert avec les états financiers consolidés vérifiés annuels de la Société pour 2005. Ces résultats financiers intermédiaires évolueront en raison du caractère saisonnier de la demande d'électricité et des débits d'eau ainsi que du calendrier et de l'application des décisions d'ordre réglementaire. En raison du groupe diversifié de sociétés, le caractère saisonnier peut varier. La plupart des investissements de la Société dans les services publics génèrent de meilleurs résultats au premier trimestre. Les investissements de la Société dans des secteurs autres que les services publics, faits par Fortis Properties, génèrent habituellement de meilleurs résultats au deuxième trimestre et au troisième trimestre.

3. RESUME DES PRINCIPALES POLITIQUES COMPTABLES

Ces états financiers intermédiaires consolidés ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus au Canada (PCGR), notamment des traitements comptables choisis qui diffèrent de ceux utilisés par les organismes qui ne sont pas assujettis à la réglementation tarifaire. Le moment de la constatation de certains éléments d'actif et de passif, produits et dépenses, résultant de la réglementation, peut être différent des attentes qu'on pourrait avoir lorsqu'on utilise les PCGR canadiens pour des organismes non assujettis à la réglementation tarifaire. Ces différences ainsi que le caractère de la réglementation sont précisés dans les Notes 2 et 4 des états financiers consolidés vérifiés annuels de la Société pour 2005. Ces états financiers consolidés intermédiaires ont été préparés selon les mêmes conventions et méthodes comptables que celles utilisées pour la préparation des états financiers consolidés vérifiés annuels de la Société pour 2005, sauf pour ce qui regarde les éléments décrits ci-dessous. Tous les montants sont présentés en dollars canadiens, sauf avis contraire.

Constatation des produits

A compter du 1er janvier 2006, Newfoundland Power a modifié avec effet prospectif sa politique de constatation des produits, depuis une méthode fondée sur la facturation à une méthode basée sur les faits générateurs (comptabilité d'exercice), conformément à l'approbation du PUB (Board of Commissioners of Public Utilities) de Terre-Neuve-et-Labrador. La transition à la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs, même si elle n'a pas d'effet important sur le bénéfice annuel de Newfoundland Power, entraînera un déplacement en 2006 du bénéfice trimestriel de la Société par rapport à 2005. La modification de la politique de constatation des produits a entraîné une baisse des produits de 6,4 millions $ et de 10,7 millions $, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, respectivement. Le PUB a aussi approuvé un cumul de revenu non récurrent de 3,1 millions $ en 2006. Ce montant représente la partie des produits non facturés au 31 décembre 2005, de 23,6 millions $, nécessaire pour compenser l'effet fiscal de l'adoption en 2006 de la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs. Un total de 0,7 million $ et de 1,6 million $ du cumul exceptionnel de produit a été comptabilisé pour le deuxième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement. La disposition du solde restant des produits non facturés pour 2005 a été reportée jusqu'à la prochaine demande de tarif général de la Société. La modification de la politique de comptabilisation des produits, notamment l'effet de la comptabilisation d'une partie du cumul exceptionnel de produits, a entraîné une baisse du bénéfice de 3,2 millions $ et de 5,2 millions $, d'un trimestre à l'autre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Obligations conditionnelles liées à la mise hors service d'immobilisations

Le 1er avril 2006, Fortis a adopté avec effet rétroactif CPN 159, Obligations conditionnelles liées à la mise hors service d'immobilisations ("CPN 159"). CPN 159 exige qu'un organisme comptabilise une charge en fonction de la juste valeur d'une obligation liée à la mise hors service d'immobilisations ("OMSI"), même si le calendrier et/ou la méthode de règlement sont conditionnels à des événements futurs. Même si des OMSI conditionnelles ont été identifiés, aucun montant n'a été comptabilisé, puisqu'elles ne sont pas importantes par rapport aux résultats d'exploitation et à la situation financière de la Société.

Impôts sur le bénéfice de la Société

A compter du 1er janvier 2006, FortisAlberta applique la méthode comptable de l'impôt exigible pour ce qui regarde l'impôt fédéral. Comme le prescrit l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 approuvé par l'Alberta Electric Utility Board ("AEUB"), du 29 juin 2006, les frais d'impôt sont maintenant récupérés à même les taux imposés aux clients en fonction uniquement de l'impôt à payer actuellement aux fins de la réglementation. L'effet cumulé de la modification de la méthode fiscale a été comptabilisé par la Société au deuxième trimestre de 2006. Selon cette nouvelle méthode, les taux actuels ne comprennent pas la récupération de l'impôt futur liée à certaines différences temporaires entre l'assiette fiscale de l'actif et du passif et leurs montants comptables aux fins de la réglementation, puisqu'on prévoit que ces impôts seront perçus à même les taux, lorsqu'ils deviendront exigibles. FortisAlberta ne comptabilise donc plus l'impôt reporté à des années ultérieures par suite des écarts temporaires précisées. La Société comptabilise uniquement des impôts futurs sur le bénéfice pour certains montants reportés, lorsque l'impôt futur sur le bénéfice ne sera pas récupéré à même les taux futurs imposés à la clientèle.

En 2005, FortisAlberta, a appliqué la méthode de comptabilisation de l'impôt exigible, dans le cas de l'impôt provincial sur le bénéfice et les frais d'impôt fédéral ont été récupérés à même les taux imposés aux clients, en appliquant une méthode modifiée de calcul des charges. En vertu de la méthode modifiée de calcul des charges fiscales, les taux imposés aux clients incluent la récupération de l'impôt futur fédéral lié aux écarts temporaires spécifiques entre l'assiette imposable de l'actif et du passif et leurs montants comptables aux fins de la réglementation. Par suite de la collecte d'une partie de l'impôt fédéral à même les taux imposés à la clientèle en 2005, FortisAlberta avait déjà comptabilisé l'impôt fédéral futur dans les états financiers de 2005 et avait également constaté une charge liée à la réglementation égale au montant des impôts fédéraux futurs constatés, n'ayant pas encore été reflétés dans les taux imposés à la clientèle. Toutefois, en raison de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, l'élément d'actif lié à l'impôt futur et la charge compensatrice liée à la réglementation ne sont plus comptabilisés, ce qui a entraîné une baisse de 50,7 millions $ de l'actif lié à l'impôt futur de la Société et des charges liées à la réglementation au deuxième trimestre de 2006.

Si FortisAlberta avait comptabilisé ses exploitations réglementées en appliquant la méthode de calcul des charges en 2006, la Société aurait enregistré un élément d'actif additionnel lié à l'impôt futur d'environ 64,3 millions $ le 30 juin 2006 et aurait constaté une charge additionnelle liée à l'impôt futur d'environ 12,6 millions $ pour l'exercice à ce jour, terminé le 30 juin 2006 (Note 12).

4. UTILISATION DES ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société conformément aux principes comptables généralement reconnus au Canada impose à la direction l'obligation de préparer des estimations et des hypothèses qui influencent les montants déclarés des éléments d'actif et de passif et la divulgation des éléments d'actif et de passif liés aux réserves à la date des états financiers, ainsi que les montants déclarés des produits et des dépenses faits durant les périodes de rapport. Les estimations sont fondées sur des données, sur des conditions actuelles et sur diverses autres hypothèses jugées raisonnables eu égard au contexte. En outre, certaines estimations sont nécessaires puisque les contextes de réglementation entourant les exploitations des services publics de la Société exigent souvent la comptabilisation de montants aux valeurs estimatives jusqu'à ce que ces montants soient arrêtés, conformément aux décisions d'ordre réglementaire ou à d'autres procédures d'ordre réglementaire.

En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration des estimations, les résultats réels pourraient bien différer nettement des estimations actuelles. Les estimations font l'objet d'un examen périodique et, lorsque des ajustements sont nécessaires, ceux-ci sont comptabilisés dans les résultats financiers pour la période où ils deviennent connus. Les états financiers intermédiaires peuvent aussi utiliser davantage les estimations que les états financiers annuels.

Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société pour le semestre terminé le 30 juin 2006, par rapport à celles précisées dans l'Examen et l'analyse par la direction de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, sauf comme il est précisé ci-dessous et décrit à la Note 14 de ces états financiers consolidés intermédiaires.

Tarifs

Le 23 mai 2006 et le 29 juin 2006, FortisBC et FortisAlberta, respectivement, ont obtenu l'approbation des tarifs définitifs devant être imposés aux clients en 2006, par suite de l'approbation par les autorités de réglementation respectives d'Accords de règlement négocié. Chez FortisBC, la hausse provisoire des tarifs d'électricité de 5,9 % imposée aux clients, à compter du 1er janvier 2006, et la hausse tarifaire définitive approuvée pour 2006 chez FortisBC ont été les mêmes. Chez FortisAlberta, toutefois, l'AEUB a approuvé une baisse du taux de l'électricité de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006. FortisAlberta appliquait des taux provisoires, qui étaient les mêmes que ceux appliqués en 2005. L'effet de la baisse de taux chez FortisAlberta, à compter du 1er janvier 2006, de 2,1 millions $, a été comptabilisée comme une baisse des produits au deuxième trimestre de 2006, et elle sera remboursée aux clients en 2007.

Amortissement et frais généraux capitalisés

FortisBC a mené à terme récemment une étude d'amortissement portant sur les cycles d'exploitation utile estimatifs de ses biens, usine et équipement. L'étude a recommandé le relèvement du taux d'amortissement mixte de la Société, depuis 2,6 % à 3,6 %. La Demande de 2006 de FortisBC et les Etats financiers consolidés du premier trimestre de 2006 de la Société étaient fondés sur le taux d'amortissement mixte de 3,6 %, appliqué chez FortisBC. L'Accord de règlement négocié de 2006 a entraîné un taux d'amortissement mixte de 3,2 %, à compter du 1er janvier 2006, qui a été reflété dans les états financiers consolidés du deuxième trimestre de 2006 de la Société, ce qui a entraîné une baisse de 0,4 million $ des frais d'amortissement.

En outre, FortisBC a mené à terme récemment une analyse de sa méthode de répartition des frais généraux capitalisés. Cette analyse a justifié la modification de l'estimation des frais généraux capitalisés. L'estimation révisée calcule les frais généraux capitalisés comme un pourcentage de tous les frais généraux du siège social, alors qu'antérieurement, le pourcentage ne s'appliquait qu'à un groupe limité de frais du siège social. La Demande de 2006 présentée par FortisBC et les résultats financiers consolidés du premier trimestre de 2006 de la Société appliquaient un pourcentage de frais généraux capitalisés d'environ 27,5 pour cent des frais bruts d'exploitation et d'entretien, à comparer à environ 9,0 pour cent appliqué antérieurement chez FortisBC. L'Accord de règlement négocié de 2006 s'est traduit par un taux des frais généraux capitalisés de quelque 20,0 pour cent des frais bruts d'exploitation et d'entretien, à compter du 1er janvier 2006, ce qui a été reflété dans les états financiers consolidés du deuxième trimestre de 2006 de la Société, entraînant une baisse de 0,9 million $ des frais généraux capitalisés et une hausse correspondante des charges d'exploitation.

Pour l'exercice à ce jour, au 30 juin 2006, la hausse du taux d'amortissement mixte chez FortisBC à 3,2 %, depuis 2,6 %, et la hausse du pourcentage des charges brutes d'exploitation et d'entretien capitalisées à quelque 20,0 %, depuis 9,0 %, ont entraîné une hausse des charges d'amortissement de 2,4 millions $ et une baisse des charges d'exploitation de 2,3 millions $, respectivement.

5. EMPRUNTS A COURT TERME ET DETTE A LONG TERME

La Société et ses filiales avaient des lignes de crédit autorisées consolidées de 795,0 millions $, dont 573,8 millions $ étaient inutilisés le 30 juin 2006. Le résumé présenté ci-dessous précise les facilités de crédit de la Société en fonction des secteurs isolables.



Services
Facilités de crédit publics
(en millions $) Siège régle- Production
social mentés de Fortis
----------------------------------------------------------------
Total des facilités de crédit 210,0 566,9 5,6
Facilités de crédit utilisées
Emprunts à court terme (4,1) (73,4) -
Dette à long terme (42,0) (39,9) -
Lettres de crédit en circulation (4,5) (53,7) -
----------------------------------------------------------------
Facilités de crédit accessibles 159,4 399,9 5,6
----------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------



-----------------------------------------------------------------
Total Total
au au
Facilités de crédit Fortis 30 juin 31 décembre
(en millions $) Properties 2006 2005
-----------------------------------------------------------------
Total des facilités de crédit 12,5 795,0 747,1
Facilités de crédit utilisées
Emprunts à court terme (1,5) (79,0) (59,9)
Dette à long terme - (81,9) (74,8)
Lettres de crédit en circulation (2,1) (60,3) (73,6)
-----------------------------------------------------------------
Facilités de crédit accessibles 8,9 573,8 538,8
-----------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------


Le 30 juin 2006 et le 31 décembre 2005, certains emprunts faits en vertu de facilités de crédit de la Société et de filiales ont été classés comme dette à long terme. Ces emprunts sont faits en vertu de facilités de crédit à long terme et la direction a l'intention de refinancer éventuellement ces emprunts par un financement permanent à long terme.

En janvier 2006, Newfoundland Power a renégocié sa facilité de crédit à terme renouvelable engagée de 100 millions $, syndiquée, pour en prolonger la durée d'un an à trois ans; la facilité échoit maintenant en janvier 2009.

En janvier 2006, le crédit-relais à court terme non garanti non renouvelable de 25 millions $, de Maritime Electric, à l'appui de la construction de la centrale à turbine à combustion de 50 MW, a été prolongé jusqu'en juillet 2007.

En mars 2006, FortisAlberta a modifié sa facilité de crédit à terme syndiquée, relevant le montant accessible à 200 millions $, depuis 150 millions $, et prolongeant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010. En outre, la Société peut demander le relèvement de 50 millions $ de la limite de cette facilité de crédit, aux mêmes conditions que la facilité de crédit existante.

En mai 2006, la date d'échéance de la facilité de crédit d'exploitation de 50 millions $ de FortisBC a été reportée à mai 2007.

En juin 2006, Fortis a renégocié et modifié ses facilités de crédit à terme non garanties de 145 millions $ et de 50 millions $, prolongeant les dates d'échéance de ces facilités, depuis mai 2008 et janvier 2009 à mai 2010 et janvier 2011, respectivement. En outre, en juillet 2006, le montant accessible en vertu de la facilité de 145 millions $ a été relevé à 250 millions $. Ces facilités de crédit peuvent servir à des fins d'entreprise générales, notamment à des acquisitions.

Le 21 avril 2006, FortisAlberta a émis des débentures non garanties de 100 millions $, portant intérêt au taux de 5,40 % par année, remboursables semestriellement le 21 avril et le 21 octobre, et échéant le 21 avril 2036. Le produit net de l'émission a servi surtout au remboursement d'emprunts existants liés à la facilité de crédit à long terme de FortisAlberta.



6. ACTIONS ORDINAIRES

Autorisées : un nombre illimité d'actions ordinaires, sans valeur
nominale ou sans valeur au pair.

30 juin 2006 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
a) Emises et en d'actions (en d'actions (en
circulation milliers) milliers)
------------------------------------------------------------------
Actions
ordinaires 103 489 080 819 227 $ 103 203 981 813 304 $
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------



Les actions ordinaires émises durant la période prennent la forme
suivante :

--------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé le Cumul au
30 juin 2006 30 juin 2006
--------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
d'actions (en d'actions (en
milliers) milliers)
--------------------------------------------------------------------
Solde en début
de période 103 384 041 816 914 $ 103 203 981 813 304 $
Régime d'achat
d'actions à
l'intention des
consommateurs 20 179 465 41 567 958
Régime de
réinvestissement
de dividendes 46 260 1 066 91 248 2 102
Régime d'achat
d'actions à
l'intention
du personnel 21 929 505 90 415 2 083
Régime d'options
d'achat d'actions
à l'intention
des administrateurs
et de la direction 16 671 277 61 869 780
--------------------------------------------------------------------
103 489 080 819 227 $ 103 489 080 819 227 $
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Le 30 juin 2006, 11 561 368 actions ordinaires demeuraient en réserve pour émission en vertu des régimes cités ci-dessus : régimes d'achat d'actions, de réinvestissement de dividendes et d'options d'achat d'actions.

Bénéfice par action ordinaire

La Société calcule le bénéfice par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation pour l'exercice à ce jour était de 103 354 401 et de 100 434 916 le 30 juin 2006 et le 30 juin 2005, respectivement. Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était de 103 421 531 et de 102 865 172 pour les trimestres terminés le 30 juin 2006 et le 30 juin 2005, respectivement.

Le bénéfice par action ordinaire après dilution est calculé en appliquant la méthode des actions autodétenues dans le cas des options et la méthode " advenant conversion " dans le cas des titres convertibles.



b) Bénéfice par action ordinaire
Le bénéfice par action ordinaire prend la forme suivante :

Trimestre terminé le 30 juin
-----------------------------------------------------------------
2006
-------------------------------------------------------------------
Nombre moyen Bénéfice
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en milliers) (en milliers) ordinaire
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice 37 946 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 103 422
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,37 $
-------------------------------------------------------------------
Effet des titres dilutifs :
Options d'achat d'actions - 1 246
Actions privilégiées 4 151 14 096
Débentures convertibles 257 1 925
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action ordinaire
après dilution 42 354 $ 120 689 0,35 $
-------------------------------------------------------------------
(1) Les données sur les actions ont été reformulées de manière à
refléter le fractionnement des actions de 4-pour-1 terminé en octobre
2005.



Trimestre terminé le 30 juin
------------------------------------------------------------------
2005
------------------------------------------------------------------
Nombre moyen Bénéfice
pondéré par
Bénéfice d'actions (1) action
(en milliers) (en milliers) ordinaire (1)
------------------------------------------------------------------
Bénéfice 38 188 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 102 865
------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,37 $
------------------------------------------------------------------
Effet des titres dilutifs :
Options d'achat d'actions - 810
Actions privilégiées 4 151 19 689
Débentures convertibles 283 1 925
------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire après dilution 42 622 $ 125 289 0,34 $
------------------------------------------------------------------
(1) Les données sur les actions ont été reformulées de manière à
refléter le fractionnement des actions de 4-pour-1 terminé en octobre
2005.



Cumul au 30 juin
----------------------------------------------------------------
2006
----------------------------------------------------------------
Nombre moyen Bénéfice
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en milliers) (en milliers) ordinaire
----------------------------------------------------------------
Bénéfice 74 551 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 103 354
----------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,72 $
----------------------------------------------------------------
Effet des titres dilutifs :
Options d'achat d'actions - 1 246
Actions privilégiées 8 303 14 096
Débentures convertibles 519 1 925
----------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire après dilution 83 373 $ 120 621 0,69 $
----------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------

(1) Les données sur les actions ont été reformulées de manière à
refléter le fractionnement des actions de 4-pour-1 terminé en octobre
2005.



Cumul au 30 juin
---------------------------------------------------------------------
2005
---------------------------------------------------------------------
Nombre moyen Bénéfice
pondéré par
Bénéfice d'actions (1) action
(en milliers) (en milliers) ordinaire (1)
------------------------------------------------------------------
Bénéfice 77 384 $
Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 100 435
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire avant dilution 0,77 $
--------------------------------------------------------------------
Effet des titres dilutifs :
Options d'achat d'actions - 810
Actions privilégiées 8 303 19 689
Débentures convertibles 563 1 925
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice par action
ordinaire après dilution 86 250 $ 122 859 0,70 $
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------

(1) Les données sur les actions ont été reformulées de manière à
refléter le fractionnement des actions de 4-pour-1 terminé en octobre
2005.


7. OPTIONS D'ACHAT D'ACTIONS

La Société est autorisée à attribuer aux administrateurs et à certains employés clés de Fortis Inc. et de ses filiales des options d'achat d'actions ordinaires de la Société. Le 30 juin 2006, la Société avait les régimes suivants de rémunération fondée sur des actions : le Régime d'options d'achat d'actions à l'intention de la direction, le Régime d'options d'achat d'actions de 2002, et le Régime d'options d'achat d'actions de 2006. Le Régime d'options d'achat d'actions de 2002 a été adopté lors de l'Assemblée générale annuelle et extraordinaire tenue le 15 mai 2002, pour remplacer éventuellement les régimes d'options d'achat d'actions à l'intention de la direction et des administrateurs. Le Régime d'options d'achat d'actions à l'intention de la direction cessera d'exister lorsque toutes les options en circulation seront exercées ou déchues, au plus tard en 2011. Un nouveau Régime d'options d'achat d'actions de 2006 (" Régime de 2006 ") a été approuvé à l'Assemblée annuelle du 2 mai 2006, qui a abordé des sujets particuliers. Le Régime de 2006 remplacera éventuellement le Régime d'options d'achat d'actions à l'intention de la direction et le Régime d'options d'actions de 2002. La Société cessera d'attribuer des options d'achat d'actions dans le cadre du Régime d'options d'achat d'actions de 2002 et toutes les nouvelles options d'achat d'actions qui seront attribuées par Fortis le seront dans le cadre du Régime d'options d'achat d'actions de 2006. Les options attribuées dans le cadre du Régime de 2006 auront une durée maximale de sept ans, soit une durée moindre que celle de dix ans prévue dans le Régime d'options d'achat d'actions de 2002, et elles seront déchues au plus tard trois ans après le licenciement, le décès ou la retraite du titulaire de l'option, à comparer à un an au plus tard, tel que prévu dans le Régime d'options d'achat d'actions de 2002. Les administrateurs ne sont pas admissibles aux attributions d'options d'achat d'actions en vertu du Régime de 2006.



Trimestre terminé le Cumul au
30 juin 2006 30 juin 2006
---------------------------------------------------------------------
Prix Prix
Nombre moyen Nombre moyen
d'options pondéré d'options pondéré
---------------------------------------------------------------------
Options en circulation en
début de période 4 003 439 15,60 $ 3 421 876 14,18 $
Attribuées - - $ 626 761 22,94 $
Annulées - - $ - - $
Exercées (16 671) 14,62 $ (61 869) 11,66 $
---------------------------------------------------------------------
Options en circulation à la
fin de la période 3 986 768 15,60 $ 3 986 768 15,60 $
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



Voici des précisions sur les
options d'achat d'actions Nombre Prix Date
en circulation : d'options d'exercice d'échéance
-------------------------------------------------------------------
417 992 9,57 $ 2011
627 744 12,03 $ 2012
698 525 12,81 $ 2013
707 060 15,28 $ 2014
12 000 15,23 $ 2014
68 557 14,55 $ 2014
766 389 18,40 $ 2015
28 000 18,11 $ 2015
33 740 20,82 $ 2015
626 761 22,94 $ 2016
-------------------------------------------------------------------
3 986 768
------------------------------------------
------------------------------------------
Options acquises à la fin
de la période 2 125 140
------------------------------------------
------------------------------------------


Rémunération fondée sur des actions

Le 28 février 2006, la Société a émis 626 761 options d'achat d'actions ordinaires dans le cadre de son Régime d'options d'achat d'actions de 2002, au cours moyen sur cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution, de 22,94 $. Ces options sont acquises uniformément sur une période de quatre ans, à chaque anniversaire de la date d'attribution. Les options échoient dix ans après la date d'attribution. La juste valeur marchande de chaque option attribuée était de 3,90 $ l'option.

La juste valeur a été évaluée à la date de l'octroi en utilisant le modèle de Black-Scholes de calcul du prix de la juste valeur des options et en retenant les hypothèses suivantes :



Le 28 février 2006
Rendement (en %) 3,02
Volatilité prévue (en %) 16,7
Taux d'intérêt sans risque (en %) 4,12
Moyenne pondérée de la durée (en années) 7,5


La Société procède à la comptabilisation de la charge au titre de la rémunération en actions lors de l'émission d'options d'achat d'actions dans le cadre de son Régime d'options d'achat d'actions de 2002 et de son Régime d'options d'achat d'actions de 2006. En appliquant la méthode de la juste valeur, la charge au titre de la rémunération est amortie sur la période d'acquisition des options attribuées, de quatre ans. Selon la méthode de la juste valeur, 0,4 million $ et 0,8 million $ ont été comptabilisés au titre des frais de rémunération pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006, respectivement, (0,4 million $ et 0,8 million $ pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement).

8. AVANTAGES FUTURS DES EMPLOYES

La Société fournit des programmes de retraite et d'autres avantages après la cessation d'emploi aux employés qualifiés grâce à des programmes à cotisations déterminées et à prestations déterminées. Le coût de la prestation des programmes à prestations déterminées a été de 4,1 millions $ et de 9,5 millions $ pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006, (4,8 millions $ et 8,3 millions $ pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement). Le coût de la prestation des programmes à cotisations déterminées pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006 a été de 0,7 million $ et de 1,6 million $, respectivement (0,7 million $ et 1,5 million $ pour le trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement).

9. FRAIS FINANCIERS



Trimestre terminé Cumul au
le 30 juin 30 juin
-------------------------------------------------------------------
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
-------------------------------------------------------------------
Amortissement des frais liés à
l'émission d'actions et de
titres de dette 162 $ 94 $ 309 $ 346 $
Intérêts - dette à
long terme et obligations
liées aux contrats
de location-acquisition 37 880 35 442 75 338 70 635
- Emprunts à court terme 1 259 1 377 3 012 3 367
Intérêts attribués à la
construction (980) (1 478) (2 097) (2 668)
Intérêts gagnés (1 014) (1 242) (2 106) (1 986)
Perte (gain) sur change
non réalisé liée à la
dette à long terme (1 760) 962 (1 439) 1 359
-------------------------------------------------------------------
35 547 $ 35 155 $ 73 017 $ 71 053 $
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------


10. GAIN SUR LA VENTE DE BIENS PRODUCTIFS

Le 28 juin 2006, Fortis Properties a vendu le Days Inn Sydney; la vente dont le produit brut a été de 4,5 millions $, a généré un gain de 2,1 millions $ (1,6 million $ après impôt).

11. GAIN SUR LE REGLEMENT DE QUESTIONS D'ORDRE CONTRACTUEL

Au premier trimestre de 2005, Fortis a comptabilisé un gain de 10,0 millions $ (7,9 millions $ après impôts) résultant du règlement de questions d'ordre contractuel entre FortisOntario et Ontario Power Generation Inc.

12. IMPOTS SUR LE BENEFICE DE LA SOCIETE

L'impôt sur le bénéfice de la Société est différent du montant qui aurait été obtenu en appliquant des taux d'imposition statutaires canadiens, fédéral et provincial, aux résultats, avant impôt sur le bénéfice. Voici une conciliation du taux d'imposition statutaire consolidé du bénéfice et du taux d'imposition réel consolidé:



Trimestre terminé Cumul au
le 30 juin 30 juin
--------------------------------------------------------------------
(%) 2006 2005 2006 2005
--------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition statutaire 35,5 35,2 35,2 35,4
Dividendes sur actions privilégiées 3,6 2,4 3,2 2,5
Impôt sur les sociétés à
grande capitalisationet
impôt provincial sur le capital (2,0) 2,1 0,4 2,4
Ecarts entre les taux statutaires
canadiens et ceux applicables
aux filiales étrangères (6,1) (2,2) (4,6) (1,9)
Postes capitalisés aux fins
comptables mais attribués aux
charges aux fins de l'impôt
sur le bénéfice (17,8) (1,6) (13,2) (2,0)
Effet de la baisse des taux
d'imposition sur les soldes
d'impôt futur (5,0) - (3,5) -
Modification de la politique de
comptabilisation des produits
chez Newfoundland Power (Note 3) 1,0 - 1,1 -
Nouvelle cotisation fiscale chez
Maritime Electric (Note 14) 1,9 - 1,7 -
Frais de retraite (0,7) (0,3) (0,8) (1,0)
Différences de calendrier (3,7) 2,0 (1,4) 0,6
Autres (1,0) (0,5) (0,7) (1,7)
--------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition réel 5,7 37,1 17,4 34,3
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Au deuxième trimestre de 2006, FortisAlberta a comptabilisé l'effet associé au premier trimestre et au deuxième trimestre de 2006, relatif à l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 approuvé par l'AEUB le 29 juin 2006, applicable le 1er janvier 2006. L'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, tel qu'approuvé, a entraîné la modification de la méthode d'imposition, selon laquelle la charge au titre de l'impôt futur pour l'impôt fédéral, associée aux différences de calendrier précisées, n'est plus reconnue. L'effet du changement apporté à la méthode d'imposition a pris la forme d'une baisse de la charge d'impôt pour le trimestre et pour le cumul semestriel, associée surtout au calendrier de la constatation, aux fins de l'impôt, de ces éléments capitalisés aux fins comptables (Note 3).

13. RENSEIGNEMENTS SECTORIELS

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



Trimestre terminé
(en milliers de dollars)
30 juin 2006 Services publics réglementés
---------------------------------------------------------------------
Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis Total Total
Alberta BC Power Electric Ontario Canada Caraïbes
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 58 601 45 827 97 359 29 161 32 927 263 875 22 694
Revenu de
partici-
pation - - - - - - 2 083
Coût
d'approvi-
sionnement
énergé-
tique - 13 920 57 667 17 209 24 792 113 588 13 366
Dépenses
d'exploi-
tation 26 910 16 009 12 563 3 314 3 921 62 717 2 730
Amortisse-
-ment 18 485 6 556 7 890 2 548 1 340 36 819 1 369
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 13 206 9 342 19 239 6 090 2 874 50 751 7 312
Frais
finan-
ciers 7 517 5 668 8 037 2 569 1 254 25 045 1 495
Dividendes
sur
actions
privilégiées - - - - - - -
Gain sur
la vente
de biens
productifs - - - - - - -
Impôts
sur le
bénéfice de
la Société (5 653) 267 3 013 1 319 1 153 99 400
Part des
actionnai-
res sans
contrôle - - 147 - - 147 1 039
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
net
(perte) 11 342 3 407 8 042 2 202 467 25 460 4 378
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acqui-
sition 228 615 220 719 - 19 858 42 947 512 139 -
Eléments
d'actif
sectori-
els 796 889 744 789 848 150 277 742 117 883 2 785 453 212 776
Actifs
d'inves-
tissement
de parti-
cipation - - - - - - 166 721
---------------------------------------------------------------------
Total
de l'ac-
tif 1 025 504 965 508 848 150 297 600 160 830 3 297 592 379 497
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
en
immo-
bilisa-
tions 61 519 22 552 15 002 4 900 1 859 105 832 3 331
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

30 juin 2005
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 75 734 44 107 105 654 28 304 32 014 285 813 18 709
Revenu de
participation - - - - - - 3 061
Coût
d'approvi-
sionnement
énergétique - 12 050 57 494 16 963 24 935 111 442 10 010
Dépenses
d'exploi-
tation 27 868 15 903 13 818 3 168 3 035 63 792 2 861
Amortisse-
-ment 16 889 4 707 9 270 2 419 1 244 34 529 1 625
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 30 977 11 447 25 072 5 754 2 800 76 050 7 274
Frais
financiers 5 841 4 200 7 721 1 968 1 288 21 018 1 161
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
Gain sur
règlement
de questions
d'ordre
contractuel - - - - - - -
Impôts sur le
bénéfice de
la Société 0 371 1 874 5 696 1 510 615 20 066 325
Part des
actionnaires
sans contrôle - - 147 - - 147 837
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 14 765 5 373 11 508 2 276 897 34 819 4 951
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acqui-
sition 229 097 220 694 - 19 858 45 577 515 226 -
Eléments
d'actif
sectoriels 690 237 656 944 829 321 257 467 123 770 2 557 739 208 330
Actifs
d'inves-
tissement
de parti-
cipation - - - - - - 162 480
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 919 334 877 638 829 321 277 325 169 347 3 072 965 370 810
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 33 121 28 187 11 475 12 483 1 988 87 254 2 677
---------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé
(en milliers
de dollars) Entreprises non réglementées
-------------------------------------------------------------------
Elimi-
nations
30 juin Production Fortis Siège intersec- Conso-
2006 de Fortis Properties social torielles lidé
-------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 20 564 41 927 2 183 (7 475) 343 768
Revenu de
participation - - - - 2 083
Coût
d'approvi-
sionnement
énergétique 1 436 - - (4 119) 124 271
Dépenses
d'exploitation 3 893 26 314 3 150 (1 246) 97 558
Amortissement 2 631 2 893 746 - 44 458
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 12 604 12 720 (1 713) (2 110) 79 564
Frais
financiers 2 590 4 972 3 555 (2 110) 35 547
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 4 151 - 4 151
Gain sur
la vente
de biens
productifs - (2 088) - - (2 088)
Impôts sur
le bénéfice
de la Société 2 845 1 698 (2 661) - 2 381
Part des
actionnaires
sans contrôle 482 - (41) - 1 627
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 6 687 8 138 (6 717) - 37 946
-------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 512 139
Eléments
d'actif
sectoriels 242 930 436 868 40 043 (15 943) 3 702 127
Actifs
d'investis-
sement de
participation - - - - 166 721
-------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 242 930 436 868 40 043 (15 943) 4 380 987
-------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 1 732 5 169 646 - 116 710
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------



30 juin 2005
-------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 19 211 40 789 2 631 (5 266) 361 887
Revenu de
participation - - - - 3 061
Coût
d'approvi-
sionnement
énergétique 1 768 - - (1 750) 121 470
Dépenses
d'exploitation 4 408 25 235 3 080 (1 001) 98 375
Amortisse-
ment 2 550 2 751 700 - 42 155
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 10 485 12 803 (1 149) (2 515) 102 948
Frais
financiers 4 016 4 689 6 786 (2 515) 35 155
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 4 151 - 4 151
Gain lié au
règlement
de questions
d'ordre
contractuel - - - - -
Impôts sur
le bénéfice
de la Société 2 383 3 268 (2 399) - 23 643
Part des
actionnaires
sans contrôle 868 - (41) - 1 811
-------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 3 218 4 846 (9 646) - 38 188
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 515 226
Eléments d'actif
sectoriels 268 536 426 391 50 236 (29 439)3 481 793
Actifs
d'investis-
sement de
participation - - - - 162 480
-------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 268 536 426 391 50 236 (29 439) 4 159 499
-------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 7 693 6 825 157 - 104 606
-------------------------------------------------------------------



Exercice à ce jour
(en milliers
de dollars)
30 juin 2006 Services publics réglementés
---------------------------------------------------------------------
Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis Total Total
Alberta BC Power Electric Ontario Canada Caraïbes
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 120 404 108 557 229 151 59 041 66 167 583 320 42 779
Revenu de
partici-
pation - - - - - - 3 702
Coût
d'approvi-
sionnement
énergé-
tique - 33 151 140 329 35 486 50 548 259 514 25 098
Dépenses
d'exploi-
tation 55 611 31 377 27 123 6 462 7 184 127 757 5 436
Amortisse-
-ment 34 200 13 682 17 674 5 095 2 674 73 325 2 790
----------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 30 593 30 347 44 025 11 998 5 761 122 724 13 157
Frais
finan-
ciers 14 266 11 267 16 173 4 968 2 490 49 164 3 149
Dividendes
sur
actions
privilégiées - - - - - - -
Gain sur
la vente
de biens
productifs - - - - - - -
Impôts sur
le bénéfice
de la
Société (4 505) 3 821 8 857 2 763 1 815 12 751 746
Part des
action-
naires
sans
contrôle - - 295 - - 295 1 730
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
net
(perte) 20 832 15 259 18 700 4 267 1 456 60 514 7 532
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acqui-
sition 228 615 220 719 - 19 858 42 947 512 139 -
Eléments
d'actif
secto-
riels 796 889 744 789 848 150 277 742 117 883 2 785 453 212 776
Actif
d'inves-
tissement
de parti-
cipation - - - - - - 166 721
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total
de
l'actif 1 025 504 965 508 848 150 297 600 160 830 3 297 592 379 497
---------------------------------------------------------------------
Dépenses
en
immobi-
lisa-
tions 116 109 48 159 27 025 10 604 3 742 205 639 6 757
---------------------------------------------------------------------



30 juin
2005
---------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 134 329 99 481 241 090 57 590 70 174 602 664 34 096
Revenu de
participation - - - - - - 5 572
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique - 30 605 140 592 35 106 55 559 261 862 18 144
Dépenses
d'exploi-
tation 54 789 31 946 28 019 6 166 6 178 127 098 5 645
Amortisse-
-ment 30 735 9 342 19 857 4 818 2 487 67 239 3 237
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 48 805 27 588 52 622 11 500 5 950 146 465 12 642
Frais
financiers 11 811 8 741 15 413 4 182 2 576 42 723 2 401
Dividendes
sur actions
privilégiées - - - - - - -
Gain lié au
règlement
de questions
d'ordre
contractuel - - - - - - -
Impôts sur
le bénéfice
de la
Société 14 383 4 526 12 457 2 924 1 372 35 662 540
Part des
actionnaires
sans contrôle - - 292 - - 292 1 277
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 22 611 14 321 24 460 4 394 2 002 67 788 8 424
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acqui-
sition 229 097 220 694 - 19 858 45 577 515 226 -
Eléments d'actif
sectoriels 690 237 656 944 829 321 257 467 123 770 2 557 739 208 330
Actifs
d'investis-
sement de
participation - - - - - - 162 480
----------------------------------------------------------
Total de
l'actif 919 334 877 638 829 321 277 325 169 347 3 072 965 370 810
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 66 946 51 114 26 015 21 441 2 932 168 448 5 140
---------------------------------------------------------------------



Exercice à ce jour
(en milliers
de dollars)
30 juin 2006 Entreprises non réglementées
---------------------------------------------------------------------
Elimi-
nations
Production Fortis Siège intersec- Conso-
de Fortis Properties social torielles lidé
----------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 39 847 77 064 4 205 (14 239) 732 976
Revenu de
participation - - - - 3 702
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 3 345 - - (7 613) 280 344
Dépenses
d'exploitation 7 922 50 867 5 521 (2 750) 194 753


Amortisse-
-ment 5 282 5 735 1 493 - 88 625
---------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 23 298 20 462 (2 809) (3 876) 172 956
Frais
financiers 5 227 10 122 9 231 (3 876) 73 017
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 8 303 - 8 303
Gain sur
la vente
de biens
productifs - (2 088) - - (2 088)
Impôts sur
le bénéfice
de la Société 5 064 2 812 (5 044) - 16 329
Part des
actionnaires
sans contrôle 902 - (83) - 2 844
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 12 105 9 616 (15 216) - 74 551
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 512 139

Eléments d'actif
sectoriels 242 930 436 868 40 043 (15 943) 3 702 127
Actifs
d'investis-
sement de
participation - - - - 166 721
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 242 930 436 868 40 043 (15 943) 4 380 987
--------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 2 478 11 807 973 - 227 654
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------



30 juin 2005
--------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploi-
tation 36 181 73 827 5 203 (10 806) 741 165
Revenu de
participation - - - - 5 572
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 3 628 - - (3 632) 280 002
Dépenses
d'exploitation 9 254 48 066 5 293 (2 200) 193 156
Amortisse-
-ment 5 105 5 351 1 399 - 82 331
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploi-
tation 18 194 20 410 (1 489) (4 974) 191 248
Frais
financiers 7 891 9 613 13 399 (4 974) 71 053
Dividendes
sur actions
privilégiées - - 8 303 - 8 303
Gain lié au
règlement
de questions
d'ordre
contractuel (10 000) - - - (10 000)
Impôts sur
le bénéfice
de la Société 5 918 4 450 (4 725) - 41 845
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 176 - (82) - 2 663
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte) 13 209 6 347 (18 384) - 77 384
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 515 226
Eléments d'actif
sectoriels 268 536 426 391 50 236 (29 439) 3 481 793
Actifs
d'investis-
sement de
participation - - - - 162 480
--------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 268 536 426 391 50 236 (29 439) 4 159 499
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobili-
sations 14 266 74 217 1 298 - 263 369
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


b) Transactions avec des apparentés

Les transactions avec des apparentés dans le cours normal des affaires sont mesurées en fonction du montant des contreparties, qui est le montant de la contrepartie établi et convenu par les parties apparentées. Les transactions importantes entre sociétés apparentées sont surtout associées à la vente d'énergie de BECOL à Belize Electricity, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers liés aux emprunts intersociétés. Voici maintenant les transactions intersociétés importantes (entre apparentés) pour le deuxième trimestre et pour le semestre terminés le 30 juin 2006 et 2005:



Transactions avec des Trimestre terminé Cumul au
apparentés (en milliers) le 30 juin 30 juin
----------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
----------------------------------------------------------------
Ventes de BECOL à Belize
Electricity 3 848 $ 883 $ 6 996 $ 1 778 $
Ventes de Newfoundland Power
à Fortis Properties 834 886 1 925 1 821
Frais financiers intersociétés
liés aux emprunts provenant de :
Siège social à Fortis Properties 1 135 881 2 068 1 951
Siège social à BECOL - 775 - 1 425
BECOL à Belize Electricity 337 456 742 922
----------------------------------------------------------------


14. ENGAGEMENT ET OBLIGATIONS LIES AUX RESERVES

Les engagements et obligations liés aux réserves correspondent aux données divulguées dans les états financiers consolidés vérifiés annuels de Fortis pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, sauf pour ce qui suit :

a) Maritime Electric

En avril 2006, l'Agence du revenu du Canada ("ARC") a émis à Maritime Electric de nouvelles cotisations visant les années d'imposition 1997-2004. Les nouvelles cotisations visent le traitement fiscal de la Société, notamment le calendrier des déductions de la Société, pour ce qui regarde les éléments suivants : i) l'ECAM pour les années d'imposition 2001-2004, ii) des ajustements liés aux rabais consentis aux clients pour les années d'imposition 2001-2003, et iii) le versement par la Société d'environ 6 millions $ le 2 janvier 2001 en rapport avec un règlement négocié avec New Brunswick Power Corporation relativement à la dépréciation de 450 millions $ de la centrale nucléaire de Point Lepreau, en 1998.

Maritime Electric est convaincue qu'elle a bien présenté sa situation fiscale, à tous les égards, en rapport avec les nouvelles cotisations et elle a présenté un avis d'opposition au Chef des Appels de l'ARC. Advenant que la Société ne réussisse pas à se défendre de tous les éléments de la nouvelle cotisation, Maritime Electric pourrait devoir verser environ 11,7 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Pour l'exercice à ce jour, au 30 juin 2006, la Société a prévu, au poste de l'impôt actuel et futur à payer, environ 11 millions $, et une charge additionnelle de 0,7 million $ serait donc ainsi créée. Dans ce cas, la Société demanderait à l'Island Regulatory and Appeals Commission d'inclure ce montant au poste de la procédure réglementaire d'établissement des tarifs. Les dispositions de la Loi de l'impôt exigent que la Société dépose auprès de l'ARC la moitié de la somme liée à la cotisation faisant l'objet de l'opposition et la Société a fait un dépôt de 5,9 millions $ auprès de l'ARC, le 29 juin 2006.

b) FortisAlberta

Le 24 mars 2006, Sa Majesté la Reine du Chef de l'Alberta a déposé une réclamation contre FortisAlberta auprès de la Cour du Banc de la Reine de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton. La Couronne prétend que la Société est responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la Province de l'Alberta habituellement appelée " Poll Haven Community Pasture ". La Couronne demande environ 2,7 millions $ en rapport avec les frais de lutte et d'extinction de l'incendie et environ 2,4 millions $ pour pertes de bois de grume, ainsi que des intérêts et d'autres frais. En raison du caractère préliminaire des procédures, FortisAlberta n'a pas fait d'évaluation définitive de la responsabilité possible liée au contentieux. Toutefois, la direction ne croit pas que la Société soit responsable de l'incendie ou y ait contribué, et la direction estime donc que les allégations ne sont pas fondées.

c) FortisBC

FortisBC a reçu des lettres des représentants du ministère des Forêts de la C.-B. (le "ministère") et a rencontré ceux-ci afin de discuter de la possibilité d'émission d'une facture pour la Société en rapport avec des frais encourus par le ministère en 2003, relativement à un feu de forêt survenu près du Lac Vaseux. Le ministère a allégué des manquements au Code des pratiques forestières (Forest Practices Code) et a fait état de négligence et il a déposé et signifié, vers le 6 juin 2006, une citation et une réclamation visant FortisBC. FortisBC poursuit les communications avec le ministère et avec ses assureurs. En outre, FortisBC a pris connaissance du dépôt de deux citations et réclamations déposées, mais non signifiées, par des propriétaires fonciers privés en rapport avec cette même question. On ne peut à ce moment-ci prévoir avec assez de certitude le résultat de ce recours et aucun montant n'a donc été cumulé à cet égard dans les états financiers consolidés.

15. DONNEES CORRESPONDANTES

Certaines données correspondantes ont fait l'objet d'un reclassement pour correspondre aux groupements de la période en cours.

RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est avant tout une société internationale diversifiée de portefeuille d'entreprises de services publics d'électricité dont les actifs sont supérieurs à 4,3 milliards $ et dont les produits annuels sont supérieurs à 1,4 milliard $. La Société a des investissements dans des services publics d'électricité réglementés, dans des exploitations de production non réglementées et dans une entreprise n'ouvrant pas dans les services publics ayant des intérêts dans des entreprises immobilières et hôtelières. Les actions ordinaires, les actions privilégiées de premier rang de la Série C et les actions privilégiées de premier rang de la Série E de Fortis Inc. se négocient à la Bourse de Toronto sous les symboles respectifs FTS, FTS.PR.C et FTS.PR.E. On trouvera des renseignements sur Fortis Inc. au www.fortisinc.com.

Agent de transfert de titres et agent comptable des registres :
Société de fiducie Computershare du Canada
9e étage, 100, avenue University, Toronto, ON M5J 2Y1

Téléphone: 514.982.7555 ou 1.866.586.7638
Télécopieur: 416.263.9394 ou 1.888.453.0330
Site internet: www.computershare.com
Courriel: service@computershare.com

Pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, Fortis Inc. procédera au dépôt au SEDAR, du formulaire de Certification des dépôts intermédiaires (Formulaire 52-109F2). On trouvera des renseignements additionnels, notamment la Notice annuelle, le Rapport annuel et la Circulaire de la direction pour 2005, de Fortis, au SEDAR, au www.sedar.com, et sur le site internet de la Société, au www.fortisinc.com.

Renseignements

  • Fortis Inc.
    M. Barry V. Perry
    Vice-président aux Finances et chef des Finances
    (709) 737-2800