Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

06 nov. 2006 16h15 HE

Fortis génère un bénéfice de 38,8 millions $ au troisième trimestre

ST. JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(CCNMatthews - 6 nov. 2006) - Fortis Inc. (TSX:FTS) a affiché un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 38,8 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2006, à comparer à un bénéfice de 37,4 millions $, ou de 0,36 $ par action ordinaire, au troisième trimestre de 2005. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 113,3 millions $, ou de 1,09 $ par action ordinaire, à comparer à un bénéfice de 114,8 millions $, ou de 1,13 $ par action ordinaire, à la période correspondante de l'exercice précédent.

Au troisième trimestre, les services publics réglementés au Canada ont contribué 25,3 millions $ au bénéfice, contre 22,4 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut 1,6 million $ du bénéfice du troisième trimestre de l'exercice précédent associé au règlement favorable d'une nouvelle cotisation sur le bénéfice de la Société chez FortisOntario, le bénéfice est de 4,5 millions $ plus élevé d'un trimestre à l'autre. La hausse s'explique surtout par la baisse de l'impôt sur la Société chez FortisAlberta et par la hausse des taux d'électricité chez FortisBC et chez FortisOntario.

Le 28 août 2006, Fortis a acquis deux services publics d'électricité, P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd., aux îles Turks-et-Caicos, pour une contrepartie réunie d'environ 90 millions $ US. Ces services publics desservent environ 7 500 clients, soit 80 pour cent des clients d'électricité des îles Turks-et-Caicos, en vertu de permis de cinquante ans qui échoient en 2036 et en 2037.

Les services publics réglementés des Caraïbes ont généré un bénéfice de 7,7 millions $, soit 1,5 million $ de plus que le bénéfice de 6,2 millions $ généré au troisième trimestre de 2005. La hausse est attribuable pour une bonne part au mois d'apport au bénéfice des services publics des îles Turks-et-Caicos et à l'amélioration du bénéfice chez Belize Electricity attribuable surtout à la baisse des frais financiers.

M. Stan Marshall, président et chef de la direction de Fortis Inc. déclare : "Dans notre entreprise de services publics réglementés, qui constitue 84 pour cent de notre actif, FortisAlberta et FortisBC ont été les principaux responsables du rendement de ce trimestre. La croissance économique robuste dans l'ouest du Canada continue de se traduire par d'importants investissements de fonds et par un solide bénéfice pour nos services publics de l'Ouest."

M. Marshall ajoute : "Notre acquisition récente de services publics d'électricité aux îles Turks-et-Caicos ajoute immédiatement au bénéfice. Les îles Turks-et-Caicos enregistrent une croissance rapide de la demande d'électricité, suscitée par le dynamisme de l'économie locale."

La production non réglementée de Fortis a contribué 7,8 millions $ au bénéfice, ce qui correspond à l'apport du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'amélioration du bénéfice provenant du Belize, suscitée par la hausse de la production hydroélectrique, a presque compensé l'effet de la baisse des prix moyens de vente en gros de l'énergie en Ontario. Au troisième trimestre de 2006, le prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario, par mégawattheure, a été de 46,59 $, à comparer à 85,91 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

M. Marshall précise : " Nos installations de production hydroélectrique du Belize ont généré 125 gigawattheures de production pour l'exercice à ce jour. En 2006, la production provenant de nos exploitations du Belize devrait plus que doubler, par rapport à celle de 2005, en raison surtout de l'exploitation des installations de retenue de Chalillo."

Au troisième trimestre de 2005, Fortis Properties a fourni un bénéfice de 6,3 millions $, à comparer à 4,9 millions $. La hausse du bénéfice de 1,4 million $ est attribuable surtout aux apports faits par les agrandissements de biens hôteliers et immobiliers et à la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société.

Le 19 octobre 2006, Fortis Properties a annoncé la conclusion d'un accord visant l'acquisition de quatre hôtels de marque internationale situés en Alberta et en Colombie-Britannique, au prix d'achat réuni de 51,6 millions $, comprenant la dette prise en charge.

M. Marshall précise : " Cette acquisition devrait ajouter immédiatement au bénéfice de Fortis. Elle permet à Fortis Properties de maintenir la croissance du bénéfice tout en tirant parti de sa réputation d'un service à la clientèle supérieur associé à des hôtels de grande qualité, bien situés."

Les frais du siège social ont été de 8,3 millions $, en regard de 3,9 millions $ au troisième trimestre de l'exercice précédent. Au troisième trimestre de 2005, les frais du siège social ont été abaissés de 3,8 millions $ (3,1 millions $ après impôts) au poste d'un gain sur change non réalisé associé à une dette libellée en dollars américains sans couverture.

M. Marshall précise en outre : "Notre dossier d'expansion rentable a permis à Fortis de relever les dividendes annuels versés durant trente-trois années consécutives, un record inégalé par toute société ouverte au Canada."

Le 28 septembre 2006, le conseil d'administration de Fortis a déclaré un relèvement de 18,75 % du dividende trimestriel versé sur les actions ordinaires, soit 19 cents par action ordinaire, depuis 16 cents par action ordinaire, à compter du dividende du quatrième trimestre à verser le 1er décembre 2006.

Par ailleurs, le 28 septembre 2006, Fortis a émis 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série F, à 4,90 %, ayant généré un produit brut de 125 millions $, soit environ 122,5 millions $ après les dépenses après impôts. Le produit net a été utilisé pour une bonne part pour financer en partie l'acquisition récente de services publics des îles Turks-et-Caicos et pour financer des injections de capitaux propres dans FortisAlberta et dans FortisBC afin d'appuyer leurs importants programmes d'immobilisations.

M. Marshall conclut en ces termes : "Vers la fin de l'année, Fortis aura investi environ 475 millions $ dans son programme d'immobilisations consolidé de 2006. Plus de 70 pour cent de ces investissements sont liés à nos services publics de l'Ouest en rapport avec la croissance de la clientèle et pour améliorer la fiabilité de leurs réseaux électriques. Au cours des cinq prochaines années, des projets d'immobilisations de services publics de plus de 2 milliards $ devraient stimuler la croissance intrinsèque du bénéfice."

Fortis Inc.

Examen et analyse par la direction, période intermédiaire

Pour le trimestre et pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2006

En date du 31 octobre 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 les neuf mois terminés le 30 septembre 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. La Société dessert plus d'un million de clients d'électricité et satisfait une demande de pointe d'environ 5 000 mégawatts ("MW"). Fortis 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 au Canada. 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 % et deux services publics dans les îles Turks-et-Caicos détenus intégralement par Fortis. 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; le bénéfice des services publics réglementés canadiens est habituellement exposé à l'évolution des taux d'intérêt associée aux mécanismes d'établissement des tarifs.

Les actifs de production non réglementés de la Société, exploités dans trois pays, sont surtout hydroélectriques et ont une capacité de production réunie de 195 MW. Lorsqu'on inclut les quatre hôtels faisant l'objet d'un accord d'achat conclu le 19 octobre 2006, la Société, par l'intermédiaire de sa filiale non réglementée Fortis Properties, possède et exploite dix-huit hôtels comptant plus de 3 200 chambres, situés dans sept 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. Le tableau suivant présente les faits saillants d'ordre financier, notamment les bénéfices sectoriels, pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, terminés le 30 septembre 2006 et le 30 septembre 2005.



Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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(En millions $, sauf le
bénéfice par
action ordinaire) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Produits et
revenu de
participation 341,9 341,7 0,2 1 078,6 1 088,4 (9,8)
-----------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
lié à
l'exploitation 96,4 99,8 (3,4) 203,6 229,0 (25,4)
-----------------------------------------------------------------------
-Bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 38,8 37,4 1,4 113,3 114,8 (1,5)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice par
action ordinaire
avant dilution ($) 0,37 0,36 0,01 1,09 1,13 (0,04)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice par
action ordinaire
après dilution ($) 0,36 0,33 0,03 1,05 1,03 0,02
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Bénéfice net sectoriel
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 12,3 9,3 3,0 33,1 31,9 1,2
-----------------------------------------------------------------------
FortisBC (1) 5,7 4,6 1,1 21,0 18,9 2,1
-----------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 2,6 3,4 (0,8) 21,3 27,8 (6,5)
-----------------------------------------------------------------------
Maritime Electric 3,1 3,0 0,1 7,4 7,4 -
-----------------------------------------------------------------------
FortisOntario (2) 1,6 2,1 (0,5) 3,1 4,2 (1,1)
-----------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
- Canada 25,3 22,4 2,9 85,9 90,2 (4,3)
-----------------------------------------------------------------------
Belize
Electricity 3,8 3,2 0,6 7,6 6,0 1,6
-----------------------------------------------------------------------
Caribbean
Utilities -
Revenu de
participation 3,2 3,0 0,2 6,9 8,6 (1,7)
-----------------------------------------------------------------------
Services
publics de
Turks-et-Caicos(3) 0,7 - 0,7 0,7 - 0,7
-----------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
- Caraïbes 7,7 6,2 1,5 15,2 14,6 0,6
-----------------------------------------------------------------------
Total, services
publics
réglementés 33,0 28,6 4,4 101,1 104,8 (3,7)
-----------------------------------------------------------------------
Non réglementés -
Production de
Fortis (4) 7,8 7,8 - 19,9 21,0 (1,1)
-----------------------------------------------------------------------
Non réglementés -
Fortis
Properties 6,3 4,9 1,4 15,9 11,2 4,7
-----------------------------------------------------------------------
Siège social (8,3) (3,9) (4,4) (23,6) (22,2) (1,4)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actions
ordinaires 38,8 37,4 1,4 113,3 114,8 (1,5)
-----------------------------------------------------------------------


(1) 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.

(2) 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").

(3) Le 28 août 2006, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive, Fortis a acheté toutes les actions émises et en circulation de P.P.C. Limited ("PPC") et d'Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. ("Atlantic"), deux services publics desservant environ 7 500 clients aux îles Turks-et-Caicos. Les résultats financiers de PPC et d'Atlantic sont présentés à compter du 28 août 2006.

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

VUE D'ENSEMBLE DES RESULTATS CONSOLIDES

Au troisième trimestre de 2006, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 38,8 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, en regard du bénéfice de 37,4 millions $, ou de 0,36 $ par action ordinaire, au troisième trimestre de 2005. Lorsqu'on exclut le bénéfice de 1,6 million $ enregistré au troisième trimestre de l'exercice précédent, associé au règlement favorable d'une nouvelle cotisation d'impôts sur le bénéfice de la Société chez FortisOntario, le bénéfice est de 3,0 millions $ plus élevé d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable pour une bonne part à l'amélioration de la production hydroélectrique au Belize, à la baisse de l'impôt sur la Société chez FortisAlberta, à la hausse des taux d'électricité chez FortisBC, à la hausse du bénéfice provenant de Fortis Properties, à la hausse du bénéfice provenant des services publics réglementés - aux Caraïbes, attribuable notamment à l'acquisition récente de deux services publics d'électricité aux îles Turks-et-Caicos, et à la hausse des tarifs d'électricité chez FortisOntario. La hausse du bénéfice trimestriel a été en partie annulée par la hausse des frais du siège social et par la baisse des prix moyens de vente en gros de l'énergie en Ontario. Au troisième trimestre de 2005, les frais du siège social ont été abaissé par un gain sur change non réalisé de 3,8 millions $ (3,1 millions $ après impôts) associé à une dette libellée en dollars américains sans couverture.

Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice net a été de 113,3 millions $, ou de 1,09 $ par action ordinaire, à comparer à 114,8 millions $, ou de 1,13 $ par action ordinaire, à la période correspondante de 2005. A l'exercice précédent, pour l'exercice à ce jour, le bénéfice comprenait un gain après impôts de 7,9 millions $ résultant du règlement de différends d'ordre contractuel (" le Règlement Ontario Power ") entre FortisOntario et Ontario Power Generation Inc., un ajustement après impôts positif de 7,0 millions $ du bénéfice de FortisAlberta, attribuable pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal relatives à des exercices antérieurs, au 1,6 million $ associé au règlement favorable d'une nouvelle cotisation sur le bénéfice de la Société chez FortisOntario et à un ajustement positif de 1,1 million $ du revenu de participation provenant de Caribbean Utilities associé à une modification de pratique comptable pour comptabiliser les produits non facturés. Lorsqu'on exclut ces postes, le bénéfice est plus élevé pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse de l'impôt sur le bénéfice de la Société, surtout chez FortisAlberta, de l'amélioration de la production hydroélectrique au Belize, de la progression du bénéfice chez Fortis Properties, de la hausse des taux d'électricité chez FortisBC, de l'effet favorable de la hausse générale de 11 % des taux d'électricité chez Belize Electricity, à compter du 1er juillet 2005, et du bénéfice provenant des services publics de Turks-et-Caicos, d'acquisition récente. La hausse a été en partie annulée par la baisse des prix moyens de vente en gros de l'énergie en Ontario, par la baisse du bénéfice chez Newfoundland Power liée pour une bonne part 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 la hausse des frais du siège social.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES - AU CANADA

FortisAlberta

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FortisAlberta
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Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
-----------------------------------------------------------------------
Trimestre Exercice à ce jour
-----------------------------------------------------------------------
2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'énergie (GWh) 3 658 3 525 133 10 950 10 612 338
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-----------------------------------------------------------------------
Produits 64,6 66,8 (2,2) 185,0 201,1 (16,1)
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 28,8 28,2 0,6 84,4 83,0 1,4
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 16,9 14,9 2,0 51,2 45,6 5,6
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers 7,8 6,1 1,7 22,0 17,9 4,1
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Impôts sur la
Société (1,2) 8,3 (9,5) (5,7) 22,7 (28,4)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 12,3 9,3 3,0 33,1 31,9 1,2
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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. 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 %, prévoyait des besoins en revenus de distribution, excluant les revenus divers et les ajouts d'ajustement, de 217,1 millions $ pour 2006 et de 228,2 millions $ pour 2007. Ces éléments se traduisent par une baisse du tarif de distribution de 1,9 % en 2006 et une hausse du tarif de distribution de 0,7 % en 2007. Les besoins en revenu reflètent une prévision de dépenses d'exploitation, approuvée par l'AEUB, de 100,8 millions $ pour 2006 et de 100,1 millions $ pour 2007. Des dépenses d'exploitation additionnelles de 13,0 millions $ en 2006 et de 13,5 millions $ en 2007, seront récupérées au moyen d'ajouts tarifaires distincts au cours de ces années. Les besoins en revenus reflètent aussi la prévision des dépenses en immobilisations, approuvée par l'AEUB d'environ 184,5 millions $, avant les apports prévus de la clientèle de 23,3 millions $, pour 2006, et environ 191,2 millions $, avant les apports prévus de la clientèle de 24,0 millions $, en 2007. En outre, l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 comprenait des apports aux projets de l'Alberta Electric System Operator (" AESO ") de 10,7 millions $ en 2006 et de 10,0 millions $ en 2007. Les apports de l'AESO représentent des paiements faits à l'AESO pour des investissements dans des installations de transport nécessaires pour assurer la fiabilité ou pour la planification de mesures d'urgence conformément aux conditions générales et modalités de service de l'AESO ("AESO Terms and Conditions of Service").

Au deuxième trimestre de 2006, FortisAlberta a comptabilisé l'effet de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 approuvé par l'AEUB. Pour l'exercice à ce jour, l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007 a entraîné une baisse de produits de 3,2 millions $, 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, tel qu'approuvé, a aussi entraîné des modifications du taux d'amortissement et des méthodes appliquées à l'impôt sur le bénéfice et aux retraites. L'adoption de la méthode de l'impôt à payer en rapport avec l'impôt fédéral simplifie la comptabilité de FortisAlberta associée à l'impôt sur le bénéfice. En outre, cette mesure a entraîné une baisse des besoins en produits de la Société pour 2006 et pour 2007, puisque les frais d'impôt futur ne sont plus récupérés dans les taux d'électricité actuels, imposés à la clientèle; ces frais sont plutôt récupérés dans les taux d'électricité imposés à la clientèle lorsqu'ils deviennent exigibles.

FortisAlberta a l'intention de présenter au deuxième trimestre de 2007 sa demande de tarifs d'accès de distribution pour 2008/2009 dans le but d'obtenir l'approbation par l'AEUB des taux imposés à la clientèle et des dépenses d'immobilisations pour 2008 et pour 2009.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta a été plus élevé de 3,0 millions $ et de 1,2 million $ pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société et de la hausse des livraisons d'énergie, facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse de 1,9 % des tarifs de distribution, à compter du 1er janvier 2006, et de la hausse des frais d'amortissement, des frais financiers et des dépenses d'exploitation. En outre, les résultats pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, à l'exercice précédent, comprenaient des bénéfices liés à la finalisation des montants liés au règlement de la charge et des ajustements de facturation, auxquels s'est ajouté un ajustement favorable comptabilisé au deuxième trimestre de 2005, associé pour une bonne part au règlement de questions d'ordre fiscal liées à des périodes antérieures.

Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie se sont chiffrées à 133 gigawattheures ("GWh"), soit une hausse de 3,8 % d'un trimestre à l'autre, et à 338 GWh, soit une hausse de 3,2 % pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les hausses sont attribuables surtout à l'accroissement du nombre de clients dans les secteurs résidentiel, commercial et industriel, et dans le secteur pétrolier, résultant du dynamisme de l'économie de la province.

Produits : Les produits ont baissé de 2,2 millions $ d'un trimestre à l'autre. Les produits ont baissé d'environ 6,5 millions $ en raison surtout de l'arrêt des montants liés au règlement de la charge et des ajustements de facturation qui ont eu un effet favorable sur les produits au troisième trimestre de l'exercice précédent. Les produits ont aussi baissé de 1,1 million $, en raison de la baisse de 1,9 % des tarifs de distribution, à compter du 1er janvier 2006. Ces baisses ont été en partie compensées par l'effet de la hausse des livraisons d'énergie, atténuée par des reports de produits de 1,2 million $ et par la hausse des produits provenant des droits de franchise, de 0,6 million $.

Pour l'exercice à ce jour, les produits ont été de 16,1 millions $ inférieurs à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. Les produits ont baissé d'environ 20,4 millions $ en raison pour une bonne part du règlement de questions d'ordre fiscal liées à des années antérieures et de la finalisation des montants liés au règlement de la charge et des ajustements de facturation ayant eu un effet favorable sur les produits pour l'exercice à ce jour, à l'exercice précédent. Les produits ont également baissé de 3,2 millions $ en raison de la baisse de 1,9 % des tarifs de distribution, à compter du 1er janvier 2006, et de la baisse de 1,0 million $ attribuable surtout à la baisse des facturations intersociétés. Ces baisses de produits ont été compensées en partie par l'effet de la hausse des livraisons d'énergie, par la baisse des reports de produits de 1,3 million $, par la hausse du revenu provenant des droits de franchise de 1,0 million $, et par la comptabilisation d'un revenu de 1,0 million $ au premier trimestre de 2006 lors de l'approbation par l'AEUB de la Demande de compte de report des charges AESO pour 2004, présentée par la Société.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation ont été de 0,6 million $ et de 1,4 million $ plus élevées, pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, 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 du volume et du niveau des frais de main-d'oeuvre et des frais généraux imputés aux projets d'immobilisations par suite de l'important programme d'immobilisations de FortisAlberta.

Les frais d'amortissement ont été de 2,0 millions $ et de 5,6 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, respectivement, en raison surtout de l'accroissement des actifs immobilisés, résultant de l'accroissement de la charge dans le territoire desservi par FortisAlberta, associé à des taux d'amortissement général plus élevés, 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 4,1 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des niveaux d'endettement découlant de l'accroissement des prélèvements faits à même 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 9,5 millions $ et de 28,4 millions $ moins élevé pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les baisses sont attribuables à la baisse du bénéfice avant impôt et dans une plus grande mesure 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 nouvelles installations d'exploitation à Airdrie, sous réserve de recevoir toutes les autorisations et permis nécessaires, à un coût estimé actuellement à environ 30 millions $. Ces installations permettront d'accueillir environ 250 employés de FortisAlberta et l'occupation des locaux est prévue pour 2008.



FortisBC

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FortisBC
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 694 674 20 2 196 2 148 48
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
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Produits 48,7 45,1 3,6 157,3 144,6 12,7
-----------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvisionnement
énergétique 14,3 13,9 0,4 47,4 44,5 2,9
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 14,8 16,0 (1,2) 46,2 48,0 (1,8)
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,7 4,8 1,9 20,4 14,1 6,3
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6,1 4,4 1,7 17,4 13,2 4,2
-----------------------------------------------------------------------
Impôts sur la Société 1,1 1,4 (0,3) 4,9 5,9 (1,0)
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Bénéfice 5,7 4,6 1,1 21,0 18,9 2,1
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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 pour 2006 associé à la demande de besoins en produits pour 2006 (" Demande pour 2006 ") présentée par la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006, 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 montant des frais généraux capitalisés, depuis environ 9,0 pour cent des dépenses brutes d'exploitation et d'entretien prévues pour 2005 à 20 pour cent des dépenses brutes d'exploitation et d'entretien pour 2006, telles qu'approuvées par CSPCB. 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 de certaines variations de coûts 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 lors de la prochaine procédure d'établissement des tarifs. La hausse du tarif d'électricité de 5,9 % est attribuable pour une bonne part à l'important programme d'immobilisations de la Société et elle correspond à la hausse de tarif d'électricité provisoire remboursable déjà autorisée par la CSPCB.

Le 29 septembre 2006, FortisBC a présenté sa demande préliminaire de besoins en produits pour 2007, laquelle sollicite une hausse de 2,9 % des taux d'électricité, à compter du 1er janvier 2007. La hausse de tarifs proposée reflète pour une bonne part l'effet du programme d'immobilisations de la Société, qui s'ajoute aux dépenses accrues d'achat d'énergie en raison de l'accroissement de la demande d'électricité. En outre, la hausse de tarif a été calculée en appliquant le nouveau mécanisme TFR décrit ci-dessus.

Le 26 juillet 2006, FortisBC a sollicité de la CSPCB l'approbation de son programmes d'immobilisations pour 2007 et 2008 ("Programme d'immobilisations"), lequel prévoit des dépenses d'environ 240 millions $, déduction faite des apports faits par la clientèle d'environ 15 millions $, au cours de la période de deux ans. Les dépenses en immobilisations seront liées à l'expansion et à l'amélioration des réseaux de transport et de distribution afin de répondre aux exigences de l'accroissement de la charge et de l'amélioration du service à la clientèle, et à la poursuite du programme de prolongement du cycle d'exploitation utile des centrales de la Société. Une décision concernant le programme d'immobilisations par la CSPCB est attendue au quatrième trimestre de 2006.

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, à l'un ou l'autre moment, 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.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a été de 1,1 million $ et de 2,1 millions $ plus élevé pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout d'une hausse de 5,9 % des taux d'électricité, à compter du 1er janvier 2006, de la progression des ventes d'électricité, de la baisse des dépenses d'exploitation et de la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société, facteurs en partie annulés par la hausse des frais d'amortissement, des frais financiers, des dépenses d'achat d'énergie et par l'effet de l'application du nouveau mécanisme TFR.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 20 GWh, soit 3,0 % de plus d'un trimestre à l'autre, et de 48 GWh, soit 2,2 % de plus pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes 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 3,6 millions $ et de 12,7 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les hausses sont attribuables surtout à la hausse de 5,9 % des taux de l'électricité, à compter du 1er janvier 2006, à l'accroissement de la clientèle et aux apports de produits plus élevés provenant de services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion et de Princeton Light and Power Company, Limited ("PLP"). Ces hausses ont été en parties annulées par les baisses respectives de 1,4 million $ et de 2,6 millions $ d'autres revenus pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des ajustements liés aux incitatifs TFR dus aux clients, résultant du nouveau mécanisme TFR approuvé par la CSPCB, à compter du 1er janvier 2006.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 0,4 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la hausse du prix d'achat de l'énergie dans le marché, à l'été. Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 2,9 millions $ plus élevés pour l'exercice à ce jour, qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la plus forte proportion de quantités achetées, par rapport aux quantités générées au premier semestre de 2006, à comparer au premier semestre de 2005, de la progression des ventes d'électricité et des prix marchands plus élevés à l'été. Les coûts d'approvisionnement énergétique représentent le coût de l'achat d'énergie et de capacité auprès 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 actuelle de la clientèle 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 ont été de 1,2 million $ moins élevées d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la hausse des frais généraux capitalisés de 1,1 million $, telle qu'autorisée dans l'Accord de règlement négocié pour 2006, à compter du 1er janvier 2006, de l'effet favorable d'une différence de calendrier des activités d'entretien de réseau de 0,4 million $ et de la baisse des frais d'exploitation de 0,3 million $ chez PLP, facteurs en partie annulés par la hausse des dépenses liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion d'environ 0,6 million $. Les dépenses d'exploitation ont baissé de 1,8 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de la hausse des frais généraux capitalisés de 3,7 millions $, en partie annulée par 0,3 million $ associé à l'accroissement des activités de service à la clientèle et aux hausses générales liées à l'inflation, par la hausse des dépenses d'exploitation chez PLP de 0,3 million $, par la hausse des dépenses liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion de 0,8 million $, et par le remboursement de 0,5 million $ lié à une contestation en appel de l'impôt sur le capital perçu par la Colombie-Britannique, comptabilisé au deuxième trimestre de 2005.

Les frais d'amortissement ont été de 1,9 million $ et de 6,3 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les hausses sont attribuables surtout à la hausse du taux d'amortissement mixte de la Société, depuis 2,6 % à 3,2 %, telle qu'approuvée dans l'Accord de règlement négocié pour 2006, à compter du 1er janvier 2006, et à la hausse de la base d'actifs pouvant être amortis chez FortisBC en raison de son programme d'immobilisations.

Les frais financiers ont été de 1,7 million $ et de 4,2 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout du coût des emprunts accrus faits pour financer le programme d'immobilisations de la Société et de la baisse du montant des intérêts capitalisés associés aux actifs en construction, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

L'impôt sur la Société a baissé de 0,3 million $ et de 1,0 million $ pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la suppression de l'impôt fédéral sur les sociétés à grande capitalisation, à compter du 1er janvier 2006, et de la hausse des déductions d'impôt sur le bénéfice admissibles, notamment l'effet de la hausse des taux d'ACC aux fins de déductions fiscales, facteurs compensés en partie par la hausse du bénéfice avant 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 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(en GWh) 871 873 (2) 3 642 3 813 (171)
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-----------------------------------------------------------------------
Produits 78,5 77,5 1,0 307,6 318,6 (11,0)
-----------------------------------------------------------------------
Coûts d'approvi-
sionnement
énergétique 47,7 46,3 1,4 188,0 186,9 1,1
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 12,1 11,9 0,2 39,2 40,0 (0,8)
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 6,5 6,0 0,5 24,2 25,9 (1,7)
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8,2 8,0 0,2 24,4 23,4 1,0
-----------------------------------------------------------------------
Impôts sur la
Société 1,2 1,7 (0,5) 10,0 14,2 (4,2)
-----------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 0,2 - 0,5 0,4 0,1
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 2,6 3,4 (0,8) 21,3 27,8 (6,5)
-----------------------------------------------------------------------


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. L'application de la méthode fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits correspond à la pratique générale utilisée par les services publics canadiens. Concomitamment à la modification de la politique de constatation des produits, PUB a approuvé un cumul de produits non facturés 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 de 2005 sera arrêtée par les ordonnances éventuelles de PUB. PUB a également ordonné, en fait, le report par la Société de la récupération d'une hausse de 5,8 millions $ au poste des frais d'amortissement d'actifs immobilisés en 2006. Le report établit un actif lié à la réglementation à récupérer à même les taux futurs imposés à la clientèle. Au troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, 1,1 million $ et 4,2 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.

Le 13 septembre 2006, Newfoundland Power a présenté au PUB une demande de report de coût et d'amortissement pour 2007 (" Demande pour 2007 "). La Demande pour 2007 propose un amortissement de 2,7 millions $ du solde de produits non facturés en 2005, dans le but de compenser l'impact fiscal en 2007 de l'adoption de la méthode comptable fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits, la récupération reportée de l'amortissement d'actifs immobilisés de 5,8 millions $ en raison de la conclusion d'une réévaluation à la hausse (" true-up ") de l'amortissement en 2005 et de la récupération reportée de 1,1 million $ liée au coût de remplacement de l'énergie alors que la centrale hydroélectrique Rattling Brook fait l'objet d'une remise en état. La Demande de comptabilisation pour 2007, si elle est approuvée, permettra à la Société d'obtenir un RCA juste et équitable en 2007 sans qu'il soit nécessaire de relever les taux d'électricité à imposer à la clientèle en 2007. Newfoundland Power prévoit présenter une demande de tarif général en 2007 aux fins du calcul des taux à imposer à la clientèle en 2008.

Les taux d'électricité imposés à la clientèle ont augmenté d'un taux moyen de 4,8 %, à compter du 1er juillet 2006, par suite de l'application annuelle régulière 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.

Au troisième trimestre, le PUB a approuvé le budget d'immobilisations pour 2007 de Newfoundland Power, de 62,2 millions $. Environ 18,8 millions $ du budget d'immobilisations pour 2007 sont liés au coût de la remise en état de la centrale hydroélectrique Rattling Brook, de la Société, située au centre de Terre-Neuve.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 0,8 million $ moindre d'un trimestre à l'autre. La baisse est attribuable pour une bonne part à la hausse du coût d'approvisionnement énergétique, en partie compensée par la hausse du bénéfice liée à l'adoption de la méthode comptable fondée sur les faits générateurs appliquée à la comptabilisation des produits, à compter du 1er janvier 2006. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice a été de 6,5 millions $ moindre, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse est attribuable surtout à l'adoption de la méthode fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits, à compter du 1er janvier 2006, à la hausse du coût d'approvisionnement énergétique, à la baisse des revenus d'intérêt, à la baisse des ventes d'électricité et à la hausse des frais financiers, facteurs compensés en partie par la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société et par la baisse des dépenses d'exploitation.

La transition à la comptabilisation des produits sur la base des faits générateurs entraîne un déplacement en 2006 du bénéfice trimestriel, par rapport à 2005. Au premier semestre de 2006, le bénéfice a été abaissé d'environ 5,6 millions $, par rapport au premier semestre de 2005, alors que le bénéfice du troisième trimestre a augmenté d'environ 0,2 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, par suite de l'adoption de la méthode fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits. L'adoption de la méthode fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits n'aura pas d'incidence importante sur le bénéfice annuel puisqu'on prévoit que les bénéfices, au quatrième trimestre, compenseront la baisse nette de bénéfice de 5,4 millions $ pour l'exercice à ce jour.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 2 GWh, ou de 0,2 %, moindres d'un trimestre à l'autre. Les ventes d'électricité ont augmenté de 5 GWh par suite de l'adoption de la méthode fondée sur les faits générateurs pour comptabiliser les produits, à compter du 1er janvier 2006, ce qui représente la différence entre l'électricité livrée aux clients à la fin de la deuxième moitié de juin 2006 et de la deuxième moitié de septembre 2006. Cette hausse a été plus qu'annulée par une baisse de 7 GWh de l'électricité facturée d'un trimestre à l'autre, par suite de la baisse de la consommation moyenne attribuable surtout au ralentissement général de l'activité économique. Les ventes d'électricité ont été de 171 GWh, ou de 4,5 %, moindres pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs, à compter du 1er janvier 2006, qui a abaissé les ventes d'électricité de 146 GWh. Cette baisse représente la différence entre l'électricité fournie aux clients durant la dernière moitié de décembre 2005 et durant la dernière moitié de septembre 2006. L'autre baisse de 25 GWh des ventes d'électricité pour l'exercice à ce jour résulte de la baisse de la consommation moyenne. Les ventes annuelles d'électricité en 2006 ne devraient pas être très différentes de celles de 2005, par suite de l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs.

Produits : Les produits ont été de 1,0 million $ plus élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la comptabilisation de 0,6 million $ des 3,1 millions $ de cumul de produits non facturés, telle qu'approuvée par PUB, d'une hausse de 0,5 million $ des autres produits liés aux services d'approvisionnement de tiers et aux gains réalisés sur des ventes de terrains, ainsi que d'une hausse de 0,4 million $ liée à l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs, facteurs en partie annulés par la baisse de la consommation moyenne. Les produits ont été de 11,0 millions $ moins élevés pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout d'une baisse de 10,3 millions $ liée à l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs, de la baisse des revenus d'intérêt et de la baisse de la consommation moyenne, facteurs compensés en partie par la comptabilisation de 2,2 millions $ du cumul de produits non facturés. Pour l'exercice à ce jour, la baisse des produits associée à l'adoption de la méthode de comptabilisation des produits fondée sur les faits générateurs devrait être inversée, avec le cumul de ventes supérieures et de revenus supérieurs qui y sont associés au dernier trimestre de 2006. En outre, les revenus d'intérêt du deuxième trimestre de 2005 comprenaient 2,1 millions $ (1,4 million $ après impôts) résultant d'un règlement fiscal intervenu avec l'Agence du revenu du Canada (" ARC ").

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 1,4 million $ et de 1,1 million $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la modification de la ventilation trimestrielle de la propre production d'énergie de la Société. La modification influence le profil de comparaison des coûts d'approvisionnement énergétique pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, mais, dans une perspective annuelle, elle ne devrait pas avoir d'incidence importante. La hausse restante des coûts d'approvisionnement énergétique est attribuable aux charges additionnelles enregistrées dans le cadre de la demande dans le marché de vente en gros et de la structure tarifaire énergétique, par rapport à 2005, facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse des ventes d'électricité.

Les dépenses d'exploitation ont été de 0,2 million $ plus élevées d'un trimestre à l'autre et de 0,8 million $ moindres pour l'exercice à ce jour qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Pour l'exercice à ce jour, la baisse des dépenses d'exploitation est attribuable surtout à la baisse des frais de main-d'oeuvre résultant d'un programme de retraite précoce en 2005, à la baisse des évaluations du PUB en 2006 et à la concentration constante de la Société sur les initiatives d'abaissement des dépenses d'exploitation, facteurs annulés en partie par les hausses habituelles liées à l'inflation et par la hausse des frais liés aux retraites.

Les frais d'amortissement ont augmenté de 0,5 million $ d'un trimestre à l'autre et ont baissé de 1,7 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les variations pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, sont attribuables surtout à la ventilation de l'amortissement fondé sur la marge d'apport et à l'effet des investissements continus faits au titre des immobilisations de la Société. Pour l'exercice à ce jour, la baisse des frais d'amortissement, attribuable à la ventilation des frais d'amortissement aux trimestres, en fonction de la marge d'apport, devrait être inversée au quatrième trimestre de 2006.

Les frais financiers ont été de 0,2 million $ et de 1,0 million $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison du remplacement en août 2005 d'emprunts à court terme à coût moindre par des obligations à fonds d'amortissement comportant hypothèque de premier rang de 60 millions $, à 5,441 %, sur trente ans.

L'impôt sur la Société a baissé de 0,5 million $ et de 4,2 millions $ pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du bénéfice, avant l'impôt sur le bénéfice de la Société, de la suppression de l'impôt fédéral sur les 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 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité
(en GWh) 255 250 5 751 747 4
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-----------------------------------------------------------------------
Produits 32,2 30,2 2,0 91,2 87,8 3,4
-----------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 18,5 18,2 0,3 54,0 53,3 0,7
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,1 3,0 0,1 9,5 9,2 0,3
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,6 2,4 0,2 7,6 7,2 0,4
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Frais financiers 2,8 1,6 1,2 7,8 5,8 2,0
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Impôts sur
la Société 2,1 2,0 0,1 4,9 4,9 -
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 3,1 3,0 0,1 7,4 7,4 -
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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 % pour 2006 et pour 2007, et approuvé le maintien de l'amortissement de 20,8 millions $ de coûts reportés récupérables auprès des clients, cumulés au 31 décembre 2003, au montant de 1,5 million $ en 2006. IRAC a aussi 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 22 août 2006, Maritime Electric a reçu de l'IRAC l'approbation du Contrat d'achat d'énergie éolienne de 39 MW ("le Contrat") conclu avec la société d'énergie de l'I.-P.-E.. Le Contrat s'appliquera le 1er janvier 2007. Une loi récente adoptée par le gouvernement de l'I.-P.-E. forcera Maritime Electric à obtenir au moins 15 pour cent de ses besoins annuels en énergie de sources renouvelables, notamment de l'éolien, vers 2010. Ce contrat aidera la Société à atteindre cet objectif de 15 %. L'énergie obtenue dans le cadre de ce contrat sera assujettie à l'application de l'ECAM.

Bénéfice : Les bénéfices de Maritime Electric, de 3,1 millions $ pour le troisième trimestre et de 7,4 millions $ pour l'exercice à ce jour, sont semblables à ceux des périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 5 GWh, soit 2,0 % de plus d'un trimestre à l'autre, et de 4 GWh, soit 0,5 % de plus pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La hausse d'un trimestre à l'autre est attribuable à l'accroissement de la clientèle dans le secteur résidentiel et à la plus forte consommation des clients dans le secteur du service général. Pour l'exercice à ce jour, la hausse a été en partie annulée par une petite baisse des ventes dans le secteur résidentiel au cours du premier semestre de l'exercice, en raison de l'hiver et du printemps plus doux que d'habitude.

Produits : Les produits ont augmenté de 2,0 millions $ d'un trimestre à l'autre en raison de la hausse de 3,35 % des taux d'électricité de base, à compter du 1er juillet 2006, d'une baisse de 0,3 million $ de l'amortissement des coûts reportés antérieurs à 2004 récupérables auprès des clients, et de la progression des ventes d'électricité. Les produits ont augmenté de 3,4 million $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison d'une hausse de 2,0 % et de 3,35 % des taux de base de l'électricité, à compter du 1er juillet 2005 et du 1er juillet 2006, respectivement, et d'une baisse de 0,8 million $ de l'amortissement des coûts reportés antérieurs à 2004 pouvant être récupérés auprès des clients.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique (ajustés pour tenir compte de l'ECAM) ont été de 0,3 million $ et de 0,7 million $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de l'accroissement des ventes d'électricité. Les coûts bruts d'approvisionnement énergétique, avant les ajustements ECAM, ont toutefois été de 0,4 million $ et de 2,2 millions $ moins élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout des coûts de l'énergie réductibles inférieurs aux prévisions et de l'effet favorable du change. Maritime Electric règle la plus grande partie de ses coûts d'approvisionnement énergétique en dollars américains. En 2006 et en 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 frais d'amortissement ont augmenté légèrement 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 1,2 million $ et de 2,0 millions $ pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout du financement associé au programme d'immobilisations de la Société.



FortisOntario

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FortisOntario
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 296 296 - 882 899 (17)
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
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Produits 32,0 36,6 (4,6) 98,2 106,8 (8,6)
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Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 23,4 28,9 (5,5) 73,9 84,4 (10,5)
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,7 4,3 (0,6) 10,9 10,4 0,5
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,3 1,3 - 4,0 3,8 0,2
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Frais financiers 1,3 1,2 0,1 3,8 3,8 -
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Impôts sur
la Société 0,7 (1,2) 1,9 2,5 0,2 2,3
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 1,6 2,1 (0,5) 3,1 4,2 (1,1)
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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 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 ("PPR") 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 0,5 million $ moindre d'un trimestre à l'autre. Au troisième trimestre de 2005, le bénéfice comprenait 1,6 million $ lié à la comptabilisation d'un élément d'actif d'impôt futur associé au règlement favorable d'une nouvelle cotisation de l'ARC liée à Cornwall Electric. Lorsqu'on exclut cet élément, le bénéfice est de 1,1 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre, en raison surtout des hausses de tarifs de distribution de l'électricité, à compter du 1er mai 2006, et de la baisse des dépenses d'exploitation. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice a été de 1,1 million $ moindre qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'ajustement de 1,6 million $ comptabilisé au troisième trimestre de 2005, le bénéfice est de 0,5 million $ plus élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des hausses de tarifs de distribution d'électricité, à compter du 1er mai 2006, annulées en partie par la hausse des dépenses d'exploitation et par la baisse des ventes d'électricité.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité sont semblables d'un trimestre à l'autre et de 17 GWh, soit 1,9 %, moins élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse est attribuable pour une bonne part à l'effet du temps doux, par rapport à l'an dernier, et à la perte en décembre 2005 d'un client industriel.

Produits : Les produits ont été de 4,6 millions $ moins élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la baisse des coûts de l'énergie dans le marché facturés aux clients, facteurs en partie compensés par la hausse des taux d'électricité, à compter du 1er mai 2006.

Les produits ont baissé de 8,6 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 dans le marché facturés aux clients et du fléchissement des ventes d'électricité, facteurs en partie compensés par la hausse des taux d'électricité, à compter du 1er mai 2006, et par la hausse d'autres revenus.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont baissé de 5,5 millions $, d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la baisse du prix de l'énergie dans le marché, compensée en partie par le relèvement du taux PPR, à compter du 1er mai 2006. Les coûts d'approvisionnement énergétique ont baissé de 10,5 millions $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du prix de l'énergie dans le marché et du fléchissement des ventes d'électricité, facteurs compensés en partie par le relèvement du taux PPR, à compter du 1er mai 2006.

Les dépenses d'exploitation ont été de 0,6 million $ moindres d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'un ajustement pour l'exercice à ce jour comptabilisé au troisième trimestre de l'exercice précédent visant l'augmentation des dépenses d'exploitation suite à un changement de la ventilation des coûts de service partagé entre les exploitations ontariennes réglementées et non réglementées, à la suite d'une étude interne sur la ventilation des coûts. Les dépenses d'exploitation ont été de 0,5 million $ plus élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des frais liés à la rémunération du personnel et aux avantages d'emploi, par suite du transfert de certains employés de la centrale Rankine à Canadian Niagara Power.

L'impôt sur la Société a été de 1,9 million $ et de 2,3 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Au troisième trimestre de exercice précédent, un élément d'actif lié à l'impôt futur de 1,6 million $ et une baisse correspondante de l'impôt sur le bénéfice de la Société ont été comptabilisés en rapport avec le règlement favorable d'une nouvelle évaluation par l'ARC d'un élément d'actif lié à l'impôt créé lors de l'acquisition de Cornwall Electric par un propriétaire antérieur. L'impôt sur la Société a également été plus élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent en raison de la baisse des soldes d'actif lié à l'impôt futur au deuxième trimestre de 2006, résultant de l'adoption de baisses du taux fédéral d'imposition lié à l'impôt futur.



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES - CARAIBES

Belize Electricity

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Belize Electricity
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Taux de change
moyen US : CA 1,12 1,20 (0,08) 1,13 1,22 (0,09)
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Ventes
d'électricité
(en GWh) 96 95 1 269 263 6
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-----------------------------------------------------------------------
Produits 23,5 21,9 1,6 66,3 56,0 10,3
-----------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 13,6 11,9 1,7 38,7 30,1 8,6
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 2,3 2,2 0,1 7,8 7,9 (0,1)
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 1,4 1,3 0,1 4,1 4,5 (0,4)
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Frais financiers 0,4 1,5 (1,1) 3,3 4,3 (1,0)
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Perte sur
change (Gain) - - - 0,3 (0,4) 0,7
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Impôts sur la Société
et part des
actionnaires
sans contrôle 2,0 1,8 0,2 4,5 3,6 0,9
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Bénéfice 3,8 3,2 0,6 7,6 6,0 1,6
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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 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 ("Cost of Power Rate Stabilization Account") et un relèvement de 4,5 cents BZ le kWh, ou de 11,5 %, des taux de l'électricité liés au volet COP. 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 la Société 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 maintien du taux d'électricité médian moyen, à 44,1 cents BZ le kWh, au niveau de ceux appliqués à compter du 1er janvier 2006. Toutefois, le volet tarifaire COP a baissé un peu, depuis 25,5 cents BZ le kWh à 25,3 cents BZ le kWh, tandis qu'un taux de correction annuel de 0,2 cent BZ le kWh a été appliqué pour obtenir de la clientèle les différences entre les dépenses réelles et les revenus réels par rapport aux prévisions originales pour la période tarifaire annuelle précédente. 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 0,6 million $ (1,6 million $ BZ) plus élevé d'un trimestre à l'autre. Lorsqu'on exclut l'effet du change sur la conversion des résultats de Belize Electricity en dollars canadiens, le bénéfice de Belize Electricity augmente surtout en raison de la baisse des charges financières et de la progression des ventes d'électricité, ces facteurs étant en partie annulés par l'accroissement des dépenses d'exploitation. Pour l'exercice à ce jour, le bénéfice a été de 1,6 million $ (3,9 millions $ BZ) plus élevé qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'effet du change, la hausse du bénéfice est attribuable au relèvement général de 11 % des taux d'électricité, à compter du 1er juillet 2005, par suite du nouvel accord tarifaire de quatre ans, à la progression des ventes d'électricité et à la baisse des frais financiers, ces facteurs étant en partie annulés par l'effet du change associé à la dette de la Société libellée en dollars canadiens et en euros et par la hausse des dépenses d'exploitation. La conversion des résultats de Belize Electricity pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour a été affectée par le fléchissement du dollar américain par rapport au dollar canadien, lorsqu'on procède à des comparaisons avec les périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité ont été de 1 GWh, ou de 1,0 % plus élevées d'un trimestre à l'autre, et de 6 GWh, ou de 2,3 % plus élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le taux de la progression des ventes a fléchi en 2006, en raison surtout d'un ralentissement de l'expansion économique et des efforts d'économies d'énergie possibles faits par la clientèle, par suite des relèvements tarifaires de juillet 2005 et de janvier 2006.

Produits : Les produits ont été de 1,6 million $ (5,2 millions $ BZ) plus élevés d'un trimestre à l'autre. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les produits augmentent de 14,1 %, en raison surtout de la hausse du volet COP des taux d'électricité, à compter du 1er janvier 2006 et d'une petite hausse des ventes d'électricité et d'autres revenus. Pour l'exercice à ce jour, les produits ont été de 10,3 millions $ (25,3 millions $ BZ) plus élevés, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les produits augmentent de 27,5 %, en raison surtout de la hausse des volets VAD et COP des taux d'électricité, à compter du 1er juillet 2005, du relèvement du volet COP des taux d'électricité, à compter du 1er janvier 2006, et de la progression des ventes d'électricité.

Dépenses : Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 1,7 million $ (4,2 millions $ BZ) plus élevés d'un trimestre à l'autre. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les coûts d'approvisionnement énergétique augmentent de 21,0 %, en raison surtout de la hausse du volet COP des taux d'électricité, à compter du 1er janvier 2006, et de la légère progression des ventes d'électricité. Les coûts d'approvisionnement énergétique ont été de 8,6 millions $ (19,0 millions $ BZ) plus élevés pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les coûts d'approvisionnement énergétique augmentent de 38,5 %, en raison surtout des relèvements du volet COP des taux d'électricité, à compter du 1er juillet 2005 et du 1er janvier 2006, et de la progression des ventes d'électricité. La baisse de 0,2 cent BZ le kWh du volet COP des taux, à compter du 1er juillet 2006, n'a pas eu d'effet important sur les coûts d'approvisionnement énergétique tant pour le trimestre que pour l'exercice à ce jour.

Les dépenses d'exploitation ont été de 0,1 million $ plus élevées d'un trimestre à l'autre et de 0,1 million $ moins élevées pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'effet du change, les dépenses d'exploitation augmentent de 0,4 million $ BZ et de 0,8 million $ BZ pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des frais de permis et des droits, de la hausse des coûts liés au personnel et des hausses générales du coût des biens et des services.

Les frais d'amortissement ont augmenté un peu d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'effet de la croissance de l'actif immobilisé, annulée en partie par l'effet du change. Pour l'exercice à ce jour, les frais d'amortissement ont baissé un peu par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison 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 change, facteurs annulés en partie par l'effet de l'accroissement de l'actif immobilisé.

Les frais financiers ont baissé de 1,1 million $ (1,7 million $ BZ) d'un trimestre à l'autre et de 1,0 million $ (1,3 million $ BZ) pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout du remboursement, à même les produits d'une émission d'actions récente, de certains effets commerciaux à payer, de prêts intersociétés et de prêts extérieurs, et de facilités de découvert encourues surtout pour financer le CPRSA lié au coût de l'énergie et du combustible. En outre, au troisième trimestre, les fonds non utilisés provenant de l'émission d'actions ont été investis dans un billet à la demande et dans divers certificats de dépôt.

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'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 des actions ordinaires de Belize Electricity. Le produit de l'émission d'actions permettra à Belize Electricity de poursuivre ses projets d'immobilisations dans le but d'améliorer la fiabilité du service et de satisfaire la demande croissante d'énergie.

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. 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. Pour l'exercice à ce jour, le dollar américain a fléchi par rapport au dollar canadien et à l'euro, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Belize Electricity a signé un nouveau contrat d'achat d'énergie ("CAE") avec la Comision Federal de Electricidad ("CFE") du Mexique, après l'échéance de l'ancien CAE conclu avec la CFE le 20 août 2006. Le nouveau CAE prévoit l'approvisionnement d'énergie pouvant atteindre 15 MW d'énergie ferme et 25 MW sur une base économique; le contrat demeurera en vigueur jusqu'au 20 août 2008 et il est assujetti à l'approbation des autorités de réglementation. Selon le nouveau CAE, le coût de l'énergie pour Belize Electricity sera fondé sur les prix internationaux du combustible, ce qui augmentera le coût moyen de l'énergie provenant de CFE d'environ 59 %. En conséquence, Belize Electricity a abaissé son approvisionnement d'énergie provenant de CFE depuis 25 MW à 15 MW d'énergie ferme. L'accroissement des achats d'énergie provenant de Belize Electricity Company Limited ("BECOL") à un coût moindre devrait compenser le coût accru de l'énergie provenant de CFE et stabiliser les taux pour le reste de 2006. Toute baisse ou toute hausse du coût de l'énergie au-delà du coût de référence de l'énergie, actuellement établi à 25,3 cents BZ le kWh, est transmis aux clients par l'application du CPRSA.



Caribbean Utilities

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Caribbean Utilities
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Taux de change
Moyen
US : CA 1,12 1,24 (0,12) 1,15 1,23 (0,08)
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Revenu de
participation 3,2 3,0 0,2 6,9 8,6 (1,7)
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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 premiers trimestres terminés les 31 juillet 2006 et 31 juillet 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 comptabilisé en provenance de Caribbean Utilities a été de 0,2 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre, en raison de la progression du bénéfice chez Caribbean Utilities, annulée en partie par l'effet du change associé au fléchissement du dollar américain par rapport au dollar canadien, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse du bénéfice de Caribbean Utilities est attribuable surtout à la progression des ventes, à la charge supplémentaire pour la récupération des coûts liés à l'ouragan (" CRS ") appliquée le 1er août 2005 et à la baisse des frais d'entretien, facteurs en partie annulés par la hausse des frais d'amortissement. Les ventes d'électricité de base chez Caribbean Utilities ont augmenté de 15 % au premier trimestre terminé le 31 juillet 2006, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de l'importante progression des ventes dans le secteur résidentiel et dans le secteur commercial. Au premier trimestre terminé le 31 juillet 2006, Caribbean Utilities a comptabilisé environ 1,2 million $ US de produits associés au CRS, et environ 9,2 millions $ US, au 31 juillet 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 avait le 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 actifs immobilisés. Caribbean Utilities n'a pas appliqué cette 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. Les frais d'entretien ont été plus élevés au premier trimestre de l'exercice précédent en raison surtout de la défaillance de deux des unités de production de la Société au cours de cette période. Les frais d'amortissement ont été plus élevés d'un trimestre à l'autre, les actifs ayant été remis en exploitation après l'ouragan Ivan et les dépenses d'immobilisations s'étant poursuivies.

Le revenu de participation a été de 1,7 million $ moins élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. Lorsqu'on exclut l'ajustement positif de 1,1 million $ au revenu de participation du deuxième trimestre de 2005 lié à une modification des pratiques comptables de Caribbean Utilities pour constater les produits non facturés, le revenu de participation est de 0,6 million $ moins élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent.

La baisse de 0,6 million $ du revenu de participation est attribuable surtout à l'effet du change associé au fléchissement du dollar américain par rapport au dollar canadien, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, pour l'exercice à ce jour. Chez Caribbean Utilities, l'effet de la progression des ventes, les produits associés au CRS et la baisse des frais d'entretien ont été en grande annulés par la hausse des frais de location à bail, des primes d'assurances, des honoraires de consultation liés à l'assurance, des frais d'intérêts et des frais d'amortissement. Par ailleurs, au quatrième trimestre terminé le 30 avril 2006, Caribbean Utilities 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. Les frais futurs de location à bail chez Caribbean Utilities baisseront puisque la capacité de production louée à bail sur une base temporaire a maintenant été remplacée par une capacité de production détenue.

En juin 2006, Caribbean Utilities a reçu un paiement final de 9,0 millions $ US associé aux réclamations d'assurance pour perte de 31,1 millions $ US nets, pour dommages à la propriété et interruption des affaires ("IA"), en rapport avec l'ouragan Ivan. L'effet définitif des réclamations pour pertes liées à l'assurance IA a été comptabilisé une dernière fois au quatrième trimestre de Caribbean Utilities, terminé le 30 avril 2006. Il n'y aura pas d'autres réclamations pour pertes liées à l'assurance IA, en rapport avec l'ouragan Ivan, dans les résultats financiers futurs de Caribbean Utilities.

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.

Services publics de Turks-et-Caicos



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Services publics de Turks-et-Caicos
Faits saillants d'ordre financier (non vérifiés)
Période terminée le 30 septembre (1)
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Trimestre
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2006
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Taux de change moyen US : CA 1,13
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Ventes d'électricité (en GWh) 11
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(en millions $)
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Produits 1
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Coûts d'approvisionnement énergétique 1,4
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Dépenses d'exploitation 0,6
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Amortissement 0,3
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Frais financiers 0,1
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Bénéfice 0,7
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(1) Le bénéfice provenant des services publics de Turks-et-Caicos est
présenté à compter du 28 août 2006.
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Le 28 août 2006, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive, Fortis a acheté toutes les actions en circulation de P.P.C. Limited ("PPC") et d'Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. ("Atlantic") pour une contrepartie réunie d'environ 97,4 millions $ (87,6 millions $ US). Le prix d'achat déduction faite de la dette prise en charge et des frais d'acquisition a été de 75,4 millions $ (67,8 millions $ US). Au départ, l'acquisition a été financée par des emprunts faits à même les facilités de crédit de la Société. Une partie de ces emprunts a été remboursée à même le produit partiel d'une émission d'actions privilégiées menée à terme par la Société le 28 septembre 2006. Ensemble, PPC et Atlantic desservent presque 7 500 clients, soit 80 pour cent des clients d'électricité des îles Turks-et-Caicos. PPC est le seul fournisseur d'électricité à Providenciales, à North Caicos et à Middle Caicos en vertu d'un permis de cinquante ans échéant en 2037. Atlantic est le seul fournisseur d'électricité à South Caicos en vertu d'un permis de cinquante ans échéant en 2036. Chaque service public est réglementé selon un taux de rendement sur la base tarifaire conventionnel, comportant un taux de rendement fixe de 17,5 % sur une base d'actif définie d'environ 50 millions $ US.

Les bénéfices provenant des services publics de Turks-et-Caicos sont présentés à compter du 28 août 2006 et ils se sont chiffrés à 0,7 million $ au troisième trimestre de 2006. L'acquisition des deux services publics ajoute immédiatement au bénéfice. La progression des ventes d'électricité par les services publics de Turks-et-Caicos devrait être importante au cours des cinq prochaines années et les investissements au titre des immobilisations devraient se chiffrer en moyenne à environ 9,0 millions $ par année.



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 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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Ventes d'énergie
(en GWh) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
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Belize 65 18 47 125 32 93
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Ontario 172 166 6 536 526 10
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Centre de
Terre-Neuve 32 26 6 109 109 -
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Colombie-Britannique 9 15 (6) 26 31 (5)
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Territoire supérieur de
l'Etat de New York 10 7 3 67 40 27
-----------------------------------------------------------------------
Total 288 232 56 863 738 125
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Trimestre Exercice à ce jour
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(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Produits 19,3 21,7 (2,4) 59,2 57,9 1,3
-----------------------------------------------------------------------
Coûts
d'approvi-
sionnement
énergétique 1,4 0,9 0,5 4,8 4,6 0,2
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 3,2 2,5 0,7 11,2 11,7 (0,5)
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 2,6 2,6 - 7,9 7,8 0,1
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2,5 3,5 (1,0) 7,7 11,4 (3,7)
-----------------------------------------------------------------------
Gain lié au
règlement de
questions d'ordre
contractuel - - - - (10,0) 10,0
-----------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 1,6 4,4 (2,8) 6,6 10,3 (3,7)
-----------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle 0,2 - 0,2 1,1 1,1 -
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7,8 7,8 - 19,9 21,0 (1,1)
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Bénéfice : Services non réglementés - Production de Fortis a contribué un bénéfice de 7,8 millions $ pour le trimestre, ce qui correspond à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'accroissement de la production, principalement au Belize, la baisse des frais financiers et la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société ont été compensés surtout par l'effet de la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario et par la hausse des frais d'exploitation. 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 $ plus élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est surtout attribuable à l'accroissement de la production au Belize, à la baisse des frais financiers, à la réception de produits d'assurance, et à la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société, facteurs annulés en partie par la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario.

Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie ont été de 56 GWh, ou de 24,1 %, plus élevées d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'accroissement de la production hydroélectrique des centrales Mollejon et Chalillo, au Belize, en raison de l'exploitation de l'installation de retenue Chalillo et des niveaux de pluie plus élevés. Les ventes d'énergie ont été de 125 GWh, ou de 16,9 %, plus élevées pour l'exercice à ce jour, qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize et dans le territoire supérieur de l'Etat de New York. L'accroissement de la production au Belize est attribuable aux facteurs décrits pour le trimestre. La production hydroélectrique annuelle en 2006 par les exploitations de Belize devrait être plus du double de celle enregistrée en 2005. La production dans le territoire supérieur de l'Etat de New York a progressé en raison surtout des résultats de 2006 pour l'exercice à ce jour, comprenant presque six mois d'exploitation de la centrale Dolgeville, contre un mois à la période correspondante de l'exercice précédent, et de la production plus élevée de la centrale Moose River. A la fin de janvier 2005, la centrale Dolgeville n'était plus en exploitation par suite d'inondations et la production n'y a repris qu'en octobre 2005. A la fin de juin de 2006, la centrale Dolgeville a subi une autre inondation et l'exploitation y a repris à la fin du troisième trimestre de 2006.

Produits : Les produits ont été de 2,4 millions $ moins élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la baisse du prix moyen dans le marché de vente en gros de l'énergie en Ontario, en partie compensée par l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize. Les produits ont été de 1,3 million $ plus élevés pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize, des produits d'assurance de 1,2 million $ (0,7 million $ après impôts), et de l'accroissement de la production dans le territoire supérieur de l'Etat de New York, facteurs annulés en partie par l'effet de la baisse des prix moyens de vente en gros de l'énergie en Ontario. Les produits d'assurance liés à la centrale Dolgeville, située dans le haut de l'Etat de New York, font suite à l'inondation survenue en 2005. Les produits représentent les montants définitifs reçus en rapport avec les dommages à la propriété subis et les réclamations d'assurance pour interruption des affaires.

Le prix moyen de vente en gros de l'énergie par mégawattheure ("MWh") en Ontario a été de 46,59 $, à comparer à 85,91 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui a entraîné une baisse des produits d'environ 6,5 millions $ d'un trimestre à l'autre. Pour l'exercice à ce jour, en 2006, le prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario par MWh, a été de 47,63 $, en regard de 67,49 $ pour la période correspondante de 2005, ce qui a entraîné une baisse des produits d'environ 9,7 millions $ pour l'exercice à ce jour.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation ont été de 0,7 million $ plus élevées d'un trimestre à l'autre. Aux troisièmes trimestres de 2006 et de 2005, des ajustements favorables des redevances liées aux droits sur l'eau pour l'exercice à ce jour ont été comptabilisés par suite de la confirmation par le gouvernement de l'Ontario, à compter du 1er janvier 2005 et du 1er janvier 2006, du maintien du prix ferme utilisé pour l'imposition de ces redevances. L'ajustement visant la baisse des redevances liées aux droits sur l'eau au troisième trimestre de 2006 a été inférieur à l'ajustement à la baisse des droits sur l'eau au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En outre, un ajustement pour l'exercice à ce jour a été comptabilisé au troisième trimestre de l'exercice précédent pour abaisser les dépenses d'exploitation en raison d'une modification apportée à la ventilation des coûts de service partagé entre les exploitations réglementées et les exploitations non réglementées en Ontario, à la suite d'une étude interne sur la ventilation des coûts. Les postes énumérés ci-dessus ont été en partie compensés par des économies de coûts faites au troisième trimestre de 2006 en rapport avec la cessation des exploitations à la centrale Rankine, lors de l'application de l'accord Niagara Exchange Agreement à la fin de 2005. Les dépenses d'exploitation ont été de 0,5 million $ moins élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des économies de coût associées à la centrale Rankine et de l'abaissement des frais de développement commercial en Ontario.

Les frais financiers ont été de 1,0 million $ moins élevés d'un trimestre à l'autre, en raison surtout d'une baisse des frais financiers intersociétés dans les exploitations du Belize. Les frais financiers ont été de 3,7 millions $ moins élevés pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout d'une baisse des frais financiers intersociétés dans les exploitations du Belize et du remboursement précoce d'un emprunt à terme de 22,5 millions $ au deuxième trimestre de 2005 en rapport avec les exploitations situées en Ontario.

Les impôts sur la Société ont été de 2,8 millions $ et de 3,7 millions $ moins élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse du bénéfice avant impôts et d'une hausse de la proportion du bénéfice provenant des exploitations du Belize exonérées d'impôts contribué au bénéfice total.



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 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Revenu de
l'immobilier 13,7 13,1 0,6 40,9 39,7 1,2
-----------------------------------------------------------------------
Revenu de
l'accueil 30,3 29,2 1,1 80,1 76,4 3,7
-----------------------------------------------------------------------
Total des produits 44,0 42,3 1,7 121,0 116,1 4,9
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses
d'exploitation 26,1 26,2 (0,1) 77,0 74,3 2,7
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 3,1 2,8 0,3 8,9 8,2 0,7
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers 5,3 5,2 0,1 15,4 14,8 0,6
-----------------------------------------------------------------------
Gain sur la vente
de biens
productifs - - - (2,1) - (2,1)
-----------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société 3,2 3,2 - 5,9 7,6 (1,7)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 6,3 4,9 1,4 15,9 11,2 4,7
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Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties a été de 1,4 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la progression du bénéfice provenant de l'exploitation, comprenant les apports provenant des locaux agrandis du Holiday Inn Sarnia, du Holiday Inn Kitchener-Waterloo et du Centre de la Croix Bleue, et de la baisse de l'impôt réel sur le bénéfice de la Société. Le bénéfice a été de 4,7 millions $ plus élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des facteurs décrits pour le trimestre, auxquels s'ajoute un gain de 2,1 millions $ (1,6 million $ après impôts) lié à la vente du Days Inn Sydney au deuxième trimestre de 2006.

Produits : Le revenu de l'immobilier a été de 0,6 million $ et de 1,2 million $ plus élevé pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison des apports provenant des locaux agrandis du Centre de la Croix Bleue et de l'expansion enregistrée dans toutes les régions d'exploitation de la Société.

Le niveau d'occupation dans le service de l'immobilier était de 94,7 % au 30 septembre 2006, en baisse depuis 96,0 % le 30 septembre 2005. La baisse d'occupation est attribuable à un accroissement de la superficie brute pouvant être louée, résultant de l'agrandissement des locaux du Centre de la Croix Bleue. Les locaux agrandis ont été inaugurés au début de juillet 2006 et ils étaient occupés dans une proportion de 55,3 % le 30 septembre 2006.

Le revenu de l'accueil a été de 1,1 million $ plus élevé d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la croissance enregistrée dans toutes les régions d'exploitation de la Société, y compris les apports faits par les locaux agrandis du Holiday Inn Sarnia et du Holiday Inn Kitchener-Waterloo, facteurs en partie compensés par l'élimination du revenu par suite de la vente du Days Inn Sydney. Le revenu de l'accueil a été de 3,7 millions $ plus élevé pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des apports faits par les locaux agrandis du Holiday Inn Sarnia et du Delta St. John's et les résultats pour l'exercice à ce jour, comprenant les exploitations des trois hôtels Greenwood Inns durant neuf mois, contre huit mois en 2005, ont en partie compensé l'absence du revenu faisant suite à la vente du Days Inn Sydney. Le revenu par chambre disponible (" REVPAR ") pour le troisième trimestre de 2006 a été de 88,09 $, contre 82,18 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse de 7,2 % du REVPAR est attribuable à la hausse tant du prix moyen des chambres que du niveau d'occupation moyen.

Dépenses : Les dépenses d'exploitation sont semblables d'un trimestre à l'autre. Une hausse des dépenses d'exploitation associée aux travaux d'agrandissement des biens fonciers de la Société a été compensée surtout par la suppression de dépenses d'exploitation par suite de la vente du Days Inn Sydney. Les dépenses d'exploitation ont été de 2,7 millions $ plus élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout des coûts associés aux travaux d'agrandissement des biens fonciers de la Société et à l'inclusion dans les résultats de l'exercice à ce jour de l'exploitation des trois hôtels Greenwood Inns pour neuf mois, par rapport à huit mois en 2005.

Les frais d'amortissement ont été de 0,3 million $ et de 0,7 million $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout des frais d'amortissement associés aux travaux d'agrandissement des biens fonciers de la Société.

Les frais financiers ont été semblables d'un trimestre à l'autre et de 0,6 million $ plus élevés pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est attribuable surtout à l'acquisition des hôtels Greenwood Inns et aux travaux d'agrandissement des biens fonciers de la Société.

Les impôts sur la Société sont semblables d'un trimestre à l'autre; toutefois, le taux d'imposition réel du bénéfice de la Société a été moindre, en grande partie par suite de la suppression de l'impôt fédéral sur les sociétés à grande capitalisation, à compter du 1er janvier 2006. Les impôts sur la Société ont été de 1,7 million $ moins élevés pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent; ceci est attribuable pour une bonne part à la baisse du taux réel d'imposition du bénéfice de la Société, résultant de la baisse des soldes de passifs d'impôts futurs au deuxième trimestre de 2006, par suite de l'adoption de baisses du taux fédéral d'imposition du bénéfice futur, et de la suppression de la taxe fédérale sur les sociétés à grande capitalisation.

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 Kitchener-Waterloo et elle a terminé pour une bonne part 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 1,0 million $ au troisième trimestre de 2006 et de 8,7 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 septembre
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Trimestre Exercice à ce jour
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(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Total des produits 2,2 2,9 (0,7) 6,4 8,1 (1,7)
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Dépenses
d'exploitation 2,0 1,2 0,8 7,5 6,5 1,0
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement 0,7 0,7 - 2,2 2,1 0,1
-----------------------------------------------------------------------
Frais financiers (1) 10,3 9,4 0,9 29,7 29,3 0,4
-----------------------------------------------------------------------
Gain sur change (0,3) (3,8) 3,5 (2,1) (2,0) (0,1)
-----------------------------------------------------------------------
Impôts sur
la Société (2,2) (0,7) (1,5) (7,2) (5,5) (1,7)
-----------------------------------------------------------------------
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - (0,1) (0,1) -
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses du
siège social,
nettes (8,3) (3,9) (4,4) (23,6) (22,2) (1,4)
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(1) Comprend les dividendes sur les actions privilégiées classés comme
passif à long terme.
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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 le secteur Siège social des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette encourue directement par Fortis et les dividendes sur les actions privilégiées classés comme passifs à long terme, les gains ou pertes sur change, d'autres dépenses du siège social, après les récupérations de filiales, des intérêts et des produits divers, ainsi que des impôts sur la Société.

Les dépenses nettes du siège social ont été de 4,4 millions $ plus élevées d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de la baisse des gains sur change non réalisés, de la hausse des frais financiers, de la hausse des dépenses d'exploitation et de la baisse des revenus d'intérêt intersociétés, facteurs en partie compensés par une hausse de la récupération d'impôt sur le bénéfice de la Société. Les gains sur change étaient liés à la conversion de la dette à long terme du siège social sans couverture libellée en dollars américains. Du 1er juillet 2006 à la fin d'août 2006, la dette libellée en dollars américains sans couverture a baissé depuis 38 millions $ US à zéro, alors que le dollar américain fléchissait d'environ 1 cent par rapport au dollar canadien durant cette période. Au troisième trimestre de l'exercice précédent, la dette libellée en dollars américains sans couverture a baissé depuis 80 millions $ US à 75 millions $ US, alors que le dollar américain fléchissait d'environ 6 cents. Les dépenses d'exploitation ont été plus élevées, en raison surtout des modifications liées à la prise en charge des retraites, au troisième trimestre de l'exercice précédent, ce qui s'est traduit par une baisse des coûts liés aux pensions à ce trimestre. Les frais financiers ont augmenté en raison des prélèvements plus élevés faits à même les facilités de crédit de la Société, ceux-ci ayant été en partie compensés par la baisse des frais d'intérêt sur la dette libellée en dollars américains résultant du fléchissement continu du dollar américain. La récupération d'impôts sur le bénéfice de la Société a été plus élevée d'un trimestre à l'autre, en raison surtout de l'accroissement des dépenses nettes du siège social et de la différence de calendrier de la comptabilisation de certains postes aux fins de l'impôt sur le bénéfice, par rapport aux fins comptables.

Les dépenses du siège social nettes ont été de 1,4 million $ plus élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la baisse des revenus d'intérêt intersociétés, de la hausse des dépenses d'exploitation et de la hausse des frais financiers, facteurs compensés en partie par la hausse de la récupération d'impôts sur le bénéfice de la Société. Les dépenses d'exploitation ont augmenté surtout en raison de la hausse des frais de développement commercial. Les frais financiers ont augmenté pour les motifs précisés pour le trimestre. La récupération de l'impôt sur le bénéfice de la Société a été plus élevée pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des dépenses nettes du siège social, de la différence de calendrier de comptabilisation de certains postes, aux fins de l'impôt sur le bénéfice, par comparaison aux fins comptables, et de la baisse des soldes de charges d'impôts futurs au deuxième trimestre de 2006 résultant de l'adoption de baisses du taux fédéral d'imposition du bénéfice futur.

Le 28 septembre 2006, Fortis a émis 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série F, à 4,90 %, ayant généré un produit brut de 125 millions $, soit environ 122,5 millions $ déduction faite des dépenses après impôts. Le produit net a été utilisé pour une bonne part pour financer en partie l'acquisition récente de services publics de Turks-et-Caicos et pour financer des injections de capitaux propres dans FortisAlberta et dans FortisBC à l'appui de leurs importants programmes d'immobilisations. Les actions privilégiées de premier rang de la Série F sont classées comme capitaux propres au bilan puisqu'elles ne sont pas rachetables au gré du détenteur. La Société avait antérieurement émis des actions privilégiées de premier rang de la Série C et de la Série E; ces actions sont toutefois rachetables au gré du porteur et sont donc classées comme passifs à long terme au bilan.

SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

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



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Fortis Inc.
(Modifications importantes aux bilans consolidés) (non vérifiées)
entre le 30 septembre 2006 et le 31 décembre 2005
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(en millions $) Hausse Explication
(Baisse)
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Trésorerie et 28,0 La hausse est liée surtout au produit
équivalents partiel de l'émission d'actions
de trésorerie privilégiées de la Société faite en
septembre 2006, au produit partiel de
l'émission d'actions faite en juin 2006
par Belize Electricity et aux espèces
associées aux services publics de
Turks-et-Caicos. La hausse a été en
partie annulée par le calendrier des
rentrées et des sorties de fonds de
roulement pour toutes les filiales de
la Société.
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Frais payés 11,7 La hausse est liée surtout au
calendrier d'avance des paiements
associés aux taxes foncières et aux
assurances chez FortisBC, chez Fortis
Properties et chez FortisAlberta, en
association avec les frais payés
d'avance associés aux services publics
de Turks-et-Caicos.
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Charges reportées 13,8 La hausse est liée surtout au solde non
et autres actifs amorti des apports faits par
FortisAlberta à l'AESO, à la dotation
des retraites au-delà des frais de
retraite chez Newfoundland Power et à
un investissement chez Fortis
Properties lié à la libération de dette
associée au Days Inn Sydney.La hausse a
été en partie compensée par
l'amortissement pour la période de neuf
mois.
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Actifs à long 21,1 La hausse est liée surtout à une
terme liés à augmentation des reports de charges à
la réglementation l'AESO chez FortisAlberta, à la
récupération reportée de
l'amortissement d'actifs immobilisés de
services publics et à un accroissement
de l'actif lié à la réglementation
associé à d'autres avantages après
emploi chez Newfoundland Power.
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Actif d'impôt (50,8) La baisse est attribuable surtout à
futur à long l'adoption de la méthode comptable de
terme 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 abaissés d'environ 50,7 millions $
au deuxième trimestre de 2006.
-----------------------------------------------------------------------
Immobili- 211,8 La hausse est surtout liée aux 330,6
sations millions $ investis dans les réseaux
de services d'électricité et aux 45,8 millions $
publics d'actifs immobilisés de services
publics acquis lors de l'achat des
services publics de Turks-et-Caicos,
desquels sont soustraits les apports
des clients et l'amortissement pour la
période de neuf mois.
-----------------------------------------------------------------------
Ecart 38,7 La hausse est liée aux 34,6 millions $
d'acquisition US d'écart d'acquisition comptabilisés
lors de l'acquisition des services
publics de Turks-et-Caicos en août
2006.
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Emprunts à 21,8 La hausse est liée aux emprunts à court
court terme terme chez Maritime Electric, chez
FortisBC et chez FortisAlberta,
destinés surtout à financer les
dépenses en immobilisations de services
publics et les activités d'exploitation
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.
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Impôts exigibles (16,9) La baisse est surtout liée au règlement
de l'impôt sur le bénéfice chez
FortisAlberta, chez Newfoundland Power,
chez FortisOntario et chez Maritime
Electric au cours de la période de neuf
mois; ce facteur a été en partie
compensé par la réception d'un
remboursement d'impôt sur le bénéfice
par FortisAlberta au troisième
trimestre de 2006.
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Crédits reportés 12,9 La hausse est liée surtout au cumul
d'avantages liés à la cessation
d'emploi chez Newfoundland Power et
pour la Société, en association avec
des dépôts faits par des clients en
rapport avec les services publics de
Turks-et-Caicos.
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Charges liées (53,2) La baisse est liée surtout à l'adoption
à la réglemen- de la méthode comptable de l'impôt
tation à exigible dans le cas de l'impôt fédéral
long terme 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 abaissés d'environ 50,7 millions $
au deuxième trimestre de 2006.
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Dette à 119,8 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
contrats de nette des facilités de crédit à long
location- terme de 30,0 millions $, de 10,0
acquisition millions $ et de 4,5 millions $ par la
(y compris la Société, par FortisBC et par
partie Newfoundland Power, respectivement,
courante) ainsi qu'aux emprunts à long terme de
23,0 millions $ par les services
publics de Turks-et-Caicos. Le produit
de l'émission de débentures de 100
millions $ a servi surtout au
remboursement de dettes liées à la
facilité de crédit à
long terme de FortisAlberta.

La hausse a été annulée en partie par
les remboursements réguliers de dette
au cours de la période de neuf mois,
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 septembre 2006, par
rapport au 31 décembre 2005.
-----------------------------------------------------------------------
Part des 10,8 La hausse est liée surtout à la part
actionnaires des actionnaires sans contrôle de
sans contrôle l'émission d'actions faites par Belize
Electricity en juin 2006.
-----------------------------------------------------------------------
Capitaux propres 191,7 La hausse est surtout liée à l'émission
d'actions privilégiées de 125 millions
$, de 122,5 millions $ déduction faite
des dépenses, après impôt, associée aux
bénéfices nets comptabilisés pour la
période de neuf mois, 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 septembre
-----------------------------------------------------------------------
Trimestre Exercice à ce jour
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(en millions $) 2006 2005 Variation 2006 2005 Variation
-----------------------------------------------------------------------
Espèces, en début
de période 27,4 26,8 0,6 33,4 37,2 (3,8)
-----------------------------------------------------------------------
Espèces fournies par
(utilisées dans)
-----------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 96,4 99,8 (3,4) 203,6 229,0 (25,4)
-----------------------------------------------------------------------
Activités
d'investis-
sement (179,5) (96,4) (83,1) (390,7) (343,3) (47,4)
-----------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 117,1 (11,3) 128,4 215,5 95,9 119,6
-----------------------------------------------------------------------
Incidence des
devises étrangères
sur les soldes
de trésorerie - (0,3) 0,3 (0,4) (0,2) (0,2)
-----------------------------------------------------------------------
Espèces, en fin
de période 61,4 18,6 42,8 61,4 18,6 42,8
-----------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, ont baissé de 3,4 millions $ d'un trimestre à l'autre. Au troisième trimestre de l'exercice précédent, les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, ont augmenté par suite de la réception d'un remboursement d'impôts sur le bénéfice de la Société et du revenu d'intérêt connexe chez Newfoundland Power. L'effet de l'élément cité ci-dessus a été en partie annulé par une hausse, au cours du trimestre, du bénéfice en espèces dans la plupart des filiales d'exploitation de la Société, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après ajustements liés au fonds de roulement, ont baissé de 25,4 millions $ pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Pour l'exercice à ce jour, les flux de trésorerie provenant de l'exploitation ont été affectés par la hausse des impôts en espèces payés chez FortisAlberta, par le versement d'un dépôt au titre de l'impôt sur la Société de 5,9 millions $ chez Maritime Electric et par l'effet de la baisse des prix moyens de vente en gros de l'énergie en Ontario. Pour l'exercice à ce jour l'an dernier, les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, ont profité de la réception du règlement Ontario Power, de 10 millions $, chez FortisOntario ainsi que du remboursement d'impôts sur le bénéfice de la Société et des intérêts connexes chez Newfoundland Power. Pour l'exercice à ce jour, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, l'effet des éléments précisés ci-dessus a été en partie annulé par la récupération de frais d'amortissement plus élevés à même les taux imposés à la clientèle chez FortisBC et à même le bénéfice en espèces plus élevé chez BECOL attribuable à l'amélioration des conditions hydrologiques et à l'exploitation de l'installation de retenue Chalillo.

Activités d'investissement : Les espèces utilisées en rapport avec les activités d'investissement ont augmenté de 83,1 millions $, d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable surtout à l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos en août 2006, au prix d'achat net de 75,4 millions $, et à la hausse des dépenses d'immobilisations des services publics, facteurs annulés en partie par la hausse des apports à la construction.

Pour l'exercice à ce jour, les espèces utilisées pour les activités d'investissement ont été de 47,4 millions $ plus élevées qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est attribuable surtout à l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos, à la hausse des dépenses en immobilisations de services publics ainsi qu'à la hausse des charges reportées chez FortisAlberta en rapport avec les paiements faits à l'AESO relatifs à des projets d'immobilisations. La hausse a été en partie compensée par la baisse des dépenses d'immobilisations associées aux biens productifs, par la hausse des apports à la construction et par le produit de la vente du Days Inn Sydney en juin 2006.

Au troisième trimestre de 2006, les dépenses brutes en immobilisations des services publics ont été de 114,8 millions $, soit 13,1 millions $ de plus que les dépenses brutes faites à ce titre au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Pour l'exercice à ce jour, les dépenses brutes en immobilisations de services publics ont été de 330,6 millions $, soit 39,8 millions $ de plus que celles faites à ce titre à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des dépenses brutes en immobilisations de services publics était liée surtout aux dépenses en immobilisations faites chez FortisAlberta, attribuables pour une bonne part à l'accroissement de la clientèle, à la hausse des coûts liés à la main-d'oeuvre et aux matériaux, ainsi qu'à l'amélioration et à la mise à niveau des immobilisations. La hausse a été en partie compensée par la baisse des dépenses d'immobilisations des services publics chez Maritime Electric et chez BECOL par suite de l'achèvement substantiel 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, respectivement.

Les dépenses en immobilisations associées aux biens productifs ont été de 1,3 million $ plus élevées d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable aux dépenses en immobilisations associées surtout à l'achèvement des travaux d'agrandissement du Centre de la Croix Bleue, à Moncton.

Les dépenses en immobilisations associées aux biens productifs ont été de 61,2 millions $ moins élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent, et elles étaient liées surtout à l'acquisition des trois hôtels Greenwood Inns situés en Alberta et au Manitoba, au prix d'environ 63 millions $, en février 2005.

Les apports à la construction reçus ont été de 5,9 millions $ et de 6,4 millions $ plus élevés pour le trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison surtout de la hausse des apports associés aux programmes de dépenses en immobilisations de FortisAlberta.

Activités de financement : Les espèces fournies par les activités de financement ont été de 128,4 millions $ plus élevées d'un trimestre à l'autre, et elles sont attribuables surtout au produit net de 121,1 millions $ de l'émission d'actions privilégiées faite en septembre 2006. Par ailleurs, au troisième trimestre, la Société a utilisé environ 77,5 millions $ en vertu de facilités de crédit à long terme, surtout pour financer sur une base provisoire l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos. Les autres emprunts faits en vertu de facilités de crédit à long terme au cours du trimestre étaient liés surtout à Newfoundland Power et à FortisBC, pour financer leurs programmes respectifs d'immobilisations. Le remboursement de la dette à long terme pour le trimestre était lié surtout au remboursement par la Société d'environ 71,5 millions $ de sommes empruntées antérieurement en vertu de ses facilités de crédit à long terme en rapport avec des injections de capitaux propres dans les services publics de l'Ouest, à l'appui de leurs programmes d'immobilisations, une partie des fonds empruntés étant liés à l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos, et à des activités d'entreprise générale. L'autre partie des fonds provenant de l'émission d'actions privilégiées faite en septembre 2006 servira à financer d'autres injections de capitaux propres et à des fins d'entreprise générale. Au troisième trimestre de l'exercice précédent, Newfoundland Power a remboursé des emprunts à court terme à même le produit d'une émission d'obligations de 60 millions $ et à même le produit du remboursement d'impôts sur le bénéfice de la Société.

Les espèces fournies par les activités de financement ont été de 119,6 millions $ plus élevées pour l'exercice à ce jour qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est attribuable surtout au produit de l'émission d'actions privilégiées de septembre 2006, déduction faite d'une partie de ce produit utilisée pour rembourser certains emprunts faits en vertu de facilités de crédit à long terme, du produit d'emprunts additionnels encourus pour soutenir des dépenses en immobilisations accrues et des montants reçus de participation sans contrôle, complétés par l'effet au premier trimestre de 2005 du remboursement d'emprunt à court terme associé à l'acquisition de FortisAlberta et de FortisBC en 2004. Pour l'exercice à ce jour, le produit de la dette à long terme était lié surtout aux prélèvements d'environ 101,5 millions $ à même les facilités de crédit à long terme de la Société pour permettre le financement provisoire de l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos, une injection des capitaux propres dans l'un des services publics de l'Ouest de la Société et à des fins d'entreprise générale, l'émission de débentures non garanties de 100 millions $ par FortisAlberta en avril 2006 et environ 88,7 millions $ de prélèvements faits en vertu de facilités de crédit à long terme chez FortisAlberta, chez FortisBC et chez Newfoundland Power pour financer leurs programmes d'immobilisations respectifs. Au cours de la même période en 2005, le produit provenant de la dette à long terme était lié surtout à l'émission d'obligations de 60 millions $ chez Newfoundland Power, aux 41,9 millions $ de financement lié à l'acquisition des hôtels Greenwood Inns et à environ 90,9 millions $ de
prélèvements faits en vertu de facilités de crédits à long terme chez FortisAlberta et chez FortisBC pour financer leurs programmes d'immobilisations respectifs. Pour l'exercice à ce jour, le remboursement de la dette à long terme et des obligations liées aux contrats de location-acquisition était lié surtout au remboursement par la Société d'environ 71,5 millions $ liés à ses facilités de crédit à long terme au moyen du produit partiel de l'émission d'actions privilégiées, comme il est décrit ci-dessus, et au remboursement par FortisAlberta de dettes d'environ 97,1 millions $ liés à sa facilité de crédit à long terme surtout avec le produit de l'émission de débentures non garanties de 100 millions $. Au deuxième trimestre de 2006, la Société a aussi reçu environ 10,6 millions $ sous forme d'avances faites par des actionnaires sans contrôle en rapport avec l'émission d'actions de Belize Electricity de juin 2006. Au premier trimestre de 2005, la Société a émis 6,9 millions d'actions ordinaires, qui ont généré un produit net d'environ 123,9 millions $ et qui ont servi notamment au remboursement d'emprunts à court terme associés à l'acquisition de FortisAlberta et de FortisBC en 2004. Par ailleurs, les remboursements de la dette à long terme et des contrats de location-acquisition pour l'exercice à ce jour, à l'exercice précédent, comprenaient le remboursement précoce par FortisOntario d'un emprunt à terme de 22,5 millions $ en mai 2005.

Les autres activités de financement au troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, en 2006 et en 2005, étaient liées surtout aux dividendes sur les actions ordinaires, à l'émission d'actions ordinaires dans le cours normal des affaires au moyen de l'achat d'actions par la Société et des régimes d'options d'achat d'actions, aux remboursements réguliers prévus de la dette à long terme et aux variations des emprunts à court terme faits dans le cours normal des affaires.

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



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Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifiées)
au 30 septembre 2006
-----------------------------------------------------------------------
Moins de/ Plus de 4 et Plus de
(en millions $) Total égale 1 an 1-3 ans 5 ans 5 ans
-----------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 2 257,3 31,4 224,3 210,7 1 790,9
-----------------------------------------------------------------------
Brilliant Terminal
Station ("BTS") (1) 68,7 2,6 5,1 5,1 55,9
-----------------------------------------------------------------------
Obligations d'acheter
de l'énergie
FortisBC (2) 2 890,0 36,5 73,9 71,4 2 708,2
-----------------------------------------------------------------------
FortisOntario (3) 307,2 22,5 67,6 46,9 170,2
-----------------------------------------------------------------------
Belize Electricity (4) 19,9 2,7 3,7 2,2 11,3
-----------------------------------------------------------------------
Maritime Electric (5) 0,4 0,4 - - -
-----------------------------------------------------------------------
Coût en capital (6) 444,2 19,3 50,1 36,5 338,3
-----------------------------------------------------------------------
Accords d'utilisation
conjointe d'actif
et de services
partagés (7) 63,3 3,7 7,5 6,7 45,4
-----------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux baux
d'exploitation (8) 18,5 4,5 9,0 4,9 0,1
-----------------------------------------------------------------------
Location à bail
de bureaux -
FortisBC (9) 22,0 1,1 2,5 2,5 15,9
-----------------------------------------------------------------------
Autres 6,0 3,0 1,8 0,1 1,1
-----------------------------------------------------------------------
Total 6 097,5 127,7 445,5 387,0 5 137,3
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


(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 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 CSPCB, 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) Les obligations d'achat d'énergie pour Belize Electricity comprennent un contrat d'achat d'énergie de quinze ans conclu par Belize Electricity et par Hydra Maya visant l'approvisionnement d'une capacité de 3 MW, qui devrait commencer à la fin de 2006, et un contrat d'achat d'énergie de deux ans conclu par Belize Electricity et par la CFE du Mexique, qui échoit en août 2008, portant sur l'approvisionnement de 15 MW de capacité ferme. Belize Electricity a aussi signé un contrat d'achat d'énergie de quinze ans avec Belize Cogeneration Energy Limited ("Belcogen") prévoyant l'approvisionnement d'environ 14 MW de capacité, devant commencer au deuxième semestre de 2008. Belcogen n'a pas encore commencé la construction de la centrale électrique alimentée à la bagasse; ainsi donc, l'obligation liée au contrat d'achat d'énergie conclu avec Belcogen n'a pas été incluse dans les obligations contractuelles de la Société.

(5) 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 0,4 million $ jusqu'en octobre 2006.

(6) 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.

(7) 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.

(8) 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.

(9) 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 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.



-----------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Structure financière (non vérifiée)
-----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2006 31 décembre 2005
-----------------------------------------------------------------------
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
-----------------------------------------------------------------------
Total de la dette et
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition
(après flux de
trésorerie) 2 296,1 57,1 2 182,5 58,7
-----------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées (1) 442,0 11,0 319,5 8,6
-----------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
sous forme
d'actions ordinaires 1 282,7 31,9 1 213,4 32,7
-----------------------------------------------------------------------
Total 4 020,8 100,0 3 715,4 100,0
-----------------------------------------------------------------------
(1) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passif à long
terme que comme capitaux propres
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


L'évolution de la structure financière de la Société résulte surtout de l'émission en septembre 2006 de 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série F, à 4,90 %, ayant généré un produit de 122,5 millions $, déduction faite des dépenses après impôts, de l'accroissement de la dette surtout pour financer le programme d'immobilisations consolidé de Fortis et de la prise en charge de dettes lors de l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos, associés au bénéfice net, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires de 60,5 millions $ pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006.

Le 30 septembre 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 d'environ 475 millions $, dont 346 millions $ ont été encourus pour l'exercice à ce jour. On prévoit qu'environ 340 millions $ seront investis par FortisAlberta et par FortisBC, ensemble, en 2006.

On prévoit que le total des actifs immobilisés 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.

Le 31 décembre 2005, comme le précise le Rapport annuel de 2005 de Fortis Inc., Belize Electricity ne se conformait pas aux dispositions visant le ratio de couverture du service de la dette, de 1,5 fois, en rapport avec ses emprunts contractés auprès de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement, et auprès de la Banque de développement des Caraïbes.

Le ratio de couverture du service de la dette de Belize Electricity s'est amélioré en 2006 et pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006, il était au-dessus du ratio minimum de couverture du service de la dette de 1,5 fois.

La Société et ses filiales avaient des lignes de crédit autorisées consolidées de 923,9 millions $, dont 682,2 millions $ n'étaient pas utilisés le 30 septembre 2006. Le résumé présenté ci-dessous précise les facilités de crédit de la Société en fonction des secteurs isolables.



-----------------------------------------------------------------------
Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifiées)
-----------------------------------------------------------------------
Services Total Total
publics au 31 au 30
Siège régle- Production Fortis sept. déc.
(en millions $) social mentés de Fortis Properties 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 315,0 594,2 2,2 12,5 923,9 747,1
-----------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
utilisées
-----------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme (4,1) (66,6) - - (70,7) (48,9)
-----------------------------------------------------------------------
Dette à
long terme (48,2) (59,4) - - (107,6) (85,8)
-----------------------------------------------------------------------
Lettres de
crédit
en circulation (4,5) (56,8) - (2,1) (63,4) (73,6)
-----------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
accessibles 258,2 411,4 2,2 10,4 682,2 538,8
-----------------------------------------------------------------------


Le 30 septembre 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, surtout à l'appui de la construction de la centrale à turbine à combustion de 50 MW, a été prolongé jusqu'en juillet 2007. En août 2006, le montant accessible à même la facilité de crédit d'exploitation de Maritime Electric a été porté à 30 millions $, depuis 25 millions $.

En mars 2006, FortisAlberta a modifié sa facilité de crédit à terme non garantie, syndiquée, en relevant le montant accessible à 200 millions $, depuis 150 millions $, et en prolongeant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010. En outre, la Société peut, avec le consentement des prêteurs, demander le relèvement de 50 millions $ de la limite de cette facilité de crédit, aux mêmes conditions que la facilité de crédit existante. En juillet 2006, FortisAlberta a négocié une facilité de crédit à la demande de 10 millions $, portant ainsi à 20 millions $ le montant accessible pour la Société en vertu de facilités de crédit à la demande non garanties.

En mai 2006, la date d'échéance de la facilité de crédit d'exploitation de 50 millions $, de 364 jours, 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 $, en 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 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, 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 terme syndiquée de FortisAlberta.

Le 30 septembre 2006, le total des facilités de crédit comprenait tant une facilité de découvert de 2 millions $ US qu'une facilité de crédit de substitution de 9 millions $ US en rapport avec des dommages causés par ouragan chez PPC. Ces facilités n'étaient pas utilisées le 30 septembre 2006.

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 septembre 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, durant la période de neuf mois terminée le 30 septembre 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.

Couverture : En août 2006, l'effet sur les bénéfices futurs de toute fluctuation du taux de change associée à la conversion des emprunts en dollars américains a été atténué par la désignation des emprunts en dollars américains non couverts restants de la Société et par la désignation de nouveaux emprunts en dollars américains encourus par la Société lors de l'acquisition des services publics de Turks-et-Caicos, comme couvertures garanties par l'investissement net de la Société dans ces services publics.

Séparation de FortisBC de FortisAlberta : L'étape finale requise pour isoler les opérations de FortisBC de celles de FortisAlberta a été menée à terme en 2006 lors de la relocalisation des réseaux de technologie de l'information de FortisBC, depuis FortisAlberta.

Relations de travail : La convention collective convenue 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. Les négociations avec le syndicat ont commencé au troisième trimestre de 2006 pour adopter une nouvelle convention collective.

MODIFICATION DES POLITIQUES COMPTABLES

Comptabilisation des produits : A compter du 1er janvier 2006, Newfoundland Power a modifié avec effet prospectif 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, entraîne un déplacement en 2006 du bénéfice trimestriel de la Société par rapport à 2005. Le PUB a aussi approuvé un cumul de produits non facturés 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 de 2005 sera arrêtée par des ordonnances futures de PUB.

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 conditionnelles ont été identifiées, aucun montant n'a été comptabilisé, puisque celles-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. Ainsi donc, les taux actuels ne comprennent pas la récupération de l'impôt futur liée à certaines différences temporaires entre la base 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 imposés à la clientèle, lorsqu'ils deviendront exigibles. FortisAlberta ne comptabilise donc plus l'impôt reporté à des années ultérieures par suite des écarts temporaires précisés. 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 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 à la clientèle, en se fondant sur une méthode modifiée de calcul des charges fiscales. En vertu de la méthode modifiée de calcul des charges fiscales, les taux imposés à la clientèle incluent la récupération de l'impôt futur fédéral lié aux écarts temporaires spécifiques entre la base 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 futur 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, 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.

Avantages futurs des employés : A compter du 1er janvier 2006, comme le prescrit l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, approuvé par l'AEUB, FortisAlberta procède à la récupération dans les taux imposés à la clientèle d'autres coûts liés aux avantages de cessation d'emploi et de coûts supplémentaires liés au régime de retraite en se fondant sur les versements en espèces effectués. Toutefois, toute différence entre les dépenses comptabilisées en vertu des PCGR canadiens et celles récupérées auprès des clients dans les taux actuels imposés à la clientèle pour d'autres régimes de retraite et avantages de cessation d'emploi, dont la récupération ou le remboursement est prévu à même les taux futurs imposés à la clientèle, est assujettie à un traitement de report et est comptabilisée au bilan comme actif lié à la réglementation.

ENONCES COMPTABLES PORTANT SUR L'AVENIR

Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 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 entités assujetties à une réglementation tarifaire de l'exigence liée 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 entités assujetties à la réglementation tarifaire, devrait être conservée, telle quelle. Un projet de texte pour commentaires, destiné au public, fondé sur ces décisions préliminaires, est maintenant prévu pour le quatrième 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 canadiens, en l'absence d'orientations dans le Manuel portant sur les contextes spécifiques des entités assujetties 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 PCGR canadiens 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 aux estimations comptables critiques de la Société, pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 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 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 ont été les mêmes. Pour FortisAlberta, l'AEUB a approuvé une baisse de tarif de distribution de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006. FortisAlberta appliquait des tarifs provisoires, qui étaient les mêmes que ceux appliqués en 2005. L'effet de la baisse de tarifs chez FortisAlberta, à compter du 1er janvier 2006, a eu pour effet d'abaisser les produits de 1,1 million $ et de 3,2 millions $ dans les états financiers consolidés de la Société pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent; des remboursements seront faits 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; celle-ci recommande la hausse du taux d'amortissement mixte de la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006, approuvé par la CSPCB, a entraîné le relèvement du taux d'amortissement mixte, depuis 2,6 % à 3,2 %, à compter du 1er janvier 2006; ce qui a eu pour effet l'accroissement des frais d'amortissement précisés dans les états financiers consolidés de la Société pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, d'environ 1,2 million $ et 3,5 millions $, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

En outre, FortisBC a mené à terme récemment une analyse de sa méthode de ventilation 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. L'Accord de règlement négocié pour 2006, approuvé par la CSPCB, a entraîné la hausse du montant des frais généraux capitalisés, à compter du 1er janvier 2006, depuis environ 9 % des dépenses brutes prévues d'exploitation et d'entretien pour 2005, approuvées par la CSPCB, à 20 pour cent de dépenses brutes prévues d'exploitation et d'entretien pour 2006, autorisées par la CSPCB. L'effet de ce changement d'estimation a entraîné la baisse des coûts d'exploitation précisés dans les états financiers consolidés de la Société pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, d'environ 1,1 million $ et 3,7 millions $, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

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 12 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Pour l'exercice à ce jour, le 30 septembre 2006, Maritime Electric a prévu, au poste de l'impôt actuel et futur à payer, environ 11,5 millions $, et une charge additionnelle de 0,5 million $ serait donc ainsi créée. Dans ce cas, la Société demanderait à l'IRAC d'inclure ce montant dans 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 le 29 juin 2006 un dépôt de 5,9 millions $ auprès de l'ARC.

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. Aucun montant n'a donc été cumulé dans les états financiers consolidés.

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 signifié une citation et une réclamation visant FortisBC. La Société entretient actuellement des communications avec le ministère et avec ses assureurs. En outre, FortisBC s'est vue signifier deux citations et réclamations déposées 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 31 décembre 2004, jusqu'au trimestre terminé le 30 septembre 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 entités non réglementées. 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 $) ($) ($)
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30 septembre 2006 341 947 38 750 0,37 0,36
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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
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31 décembre 2005 353 084 22 263 0,22 0,21
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30 septembre 2005 341 650 37 450 0,36 0,33
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30 juin 2005 364 948 38 188 0,37 0,34(1)
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31 mars 2005 381 789 39 196 0,40 0,36(1)
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31 décembre 2004 337 170 21 176 0,22 0,21(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 a été influencée dans une certaine mesure par le caractère saisonnier de la nouvelle structure tarifaire liée à l'énergie et de la demande dans le marché de la vente en gros 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 comprenaient le Règlement Ontario Power, de 7,9 millions $, après impôt. Au deuxième trimestre terminé le 30 juin 2005, les produits et le revenu de participation ainsi que le bénéfice ont été plus élevés qu'au trimestre correspondant de 2006, en raison surtout d'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.

Septembre 2006/septembre 2005 - Au troisième trimestre de 2006, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 38,8 millions $, ou de 0,37 $ par action ordinaire, en regard d'un bénéfice de 37,4 millions $, soit 0,36 $ par action ordinaire, au troisième trimestre de 2005. Lorsqu'on exclut le bénéfice de 1,6 million $ enregistré au troisième trimestre de l'exercice précédent associé au règlement favorable d'une nouvelle cotisation d'impôt sur le bénéfice de la Société chez FortisOntario, le bénéfice est de 3,0 millions $ plus élevé d'un trimestre à l'autre. La hausse est attribuable pour une bonne part à l'accroissement de la production hydroélectrique au Belize, à la baisse des impôts sur la Société chez FortisAlberta, à la hausse des taux d'électricité chez FortisBC, à la hausse du bénéfice provenant de Fortis Properties, à la hausse du bénéfice provenant des services publics réglementés - aux Caraïbes, attribuable notamment à l'acquisition récente de deux services publics d'électricité aux îles Turks-et-Caicos, ainsi qu'à la hausse des taux d'électricité chez FortisOntario. La hausse du bénéfice trimestriel a été en partie annulée par la hausse des frais du siège social et par la baisse du prix moyen de vente en gros de l'énergie en Ontario. Au troisième trimestre de 2005, les frais du siège social ont été abaissés par un gain sur change non réalisé de 3,8 millions $ (3,1 millions $ après impôts) associé à la dette libellée en dollars américains sans couverture.

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. 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 qu'au 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 non réalisé sur la conversion de dettes à long terme 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.

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 à 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 frais 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.

EVENEMENT ULTERIEUR

Le 19 octobre 2006, Fortis Properties a annoncé un accord visant l'acquisition de quatre hôtels de marque internationale situés en Alberta et en Colombie-Britannique, de Lodge Motel (Kelowna) Ltd., au prix d'achat réuni de 51,6 millions $, comprenant la dette prise en charge. L'acquisition devrait ajouter immédiatement au bénéfice de Fortis et la clôture de la transaction est prévue pour novembre 2006. Les quatre hôtels achetés sont le Holiday Inn Express and Suites et le Best Western situés à Medicine Hat, en Alberta, le Ramada Hotel and Suites de Lethbridge, en Alberta, et le Holiday Inn Express de Kelowna, en Colombie-Britannique. L'acquisition accroît de 454 chambres la capacité d'accueil des établissements de Fortis Properties.

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 475 millions $, dont environ 340 millions $ devraient être investis dans les services publics de l'Ouest.

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 30 octobre 2006, la Société avait émis et en circulation 103 798 757 actions ordinaires, 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série C, 7 993 500 actions privilégiées de premier rang de la Série E et 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série F. Le 30 septembre 2006, le nombre d'actions ordinaires pouvant être émises lors de la conversion d'options d'actions, de dettes convertibles et d'actions privilégiées de premier rang de la Série C et de la Série E est précisé dans les Notes aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés pour le trimestre et pour la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006.



FORTIS INC.


Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour le trimestre et pour les neuf mois terminés les 30 septembre 2006
et 2005
(non vérifiés)


Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifiés)
(en milliers)
Au
30 septembre 31 décembre
2006 2005
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------

ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 61 394 $ 33 416 $
Débiteurs 207 306 204 169
Charges payées d'avance 21 474 9 786
Actif lié à la réglementation 29 317 33 289
Fournitures et approvisionnements 25 623 18 614
----------------------------------------------------------------------
345 114 299 274

Dépôt au titre de l'impôt sur le
bénéfice de la Société (Note 16 (a)) 5 922 -
Charges reportées et autres éléments d'actif 161 946 148 140
Actif lié à la réglementation 103 437 82 315
Impôts futurs 7 991 58 815
Immobilisations de services publics 2 831 319 2 619 480
Biens productifs 418 795 414 608
Investissements 170 715 167 393
Eléments d'actif incorporels,
après amortissement 10 871 14 027
Ecart d'acquisition 550 853 512 139
----------------------------------------------------------------------
4 606 963 $ 4 316 191 $
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (Note 5) 70 677 $ 48 868 $
Créditeurs et charges à payer 264 243 265 223
Dividendes à payer 21 120 17 924
Impôts exigibles 5 933 22 785
Charges liées à la réglementation 25 510 19 392
Tranches échéant à moins d'un
an de la dette à
long terme et obligations
liées aux contrats de
location-acquisition 32 830 31 392
Impôts futurs - 6 714
----------------------------------------------------------------------
420 313 412 298

Crédits reportés 77 161 64 261
Charges liées à la réglementation 33 551 86 780
Impôts futurs 46 904 44 718
Dette à long terme et
obligations liées aux
contrats de
location-acquisition (Note 5) 2 254 017 2 135 674
Part des actionnaires sans contrôle 50 404 39 555
Actions privilégiées (Note 8 (i) et (ii)) 319 492 319 492
----------------------------------------------------------------------
3 201 842 3 102 778
----------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (Note 6) 822 518 813 304
Actions privilégiées (Note 8 (iii)) 122 466 -
Surplus d'apport 4 264 3 179
Partie avoir des débentures convertibles 1 441 1 500
Ajustement de change (17 779) (16 312)
Bénéfices non répartis 472 211 411 742
----------------------------------------------------------------------
1 405 121 1 213 413
----------------------------------------------------------------------
4 606 963 $ 4 316 191 $
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Engagements et obligations liés aux réserves (Note 16)
Evénement ultérieur (Note 17)

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 septembre
(en milliers, sauf les données sur les actions)

Trimestres terminés en Neuf mois terminés en
2006 2005 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 338 749 $ 338 610 $ 1 071 725 $ 1 079 775 $
Revenu de participation 3 198 3 040 6 900 8 612
-----------------------------------------------------------------------
341 947 341 650 1 078 625 1 088 387
-----------------------------------------------------------------------
Charges
Exploitation 209 241 212 018 684 338 685 176
Amortissement 42 289 36 837 130 914 119 168
----------------------------------------------------------------------
251 530 248 855 815 252 804 344
----------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 90 417 92 795 263 373 284 043
----------------------------------------------------------------------

Frais financiers (Note 10) 43 072 34 294 124 392 113 650
Gain sur la vente de biens
productifs
(Note 11) - - (2 088) -
Gain lié au règlement
de questions
d'ordre contractuel
(Note 12) - - - (10 000)
----------------------------------------------------------------------
43 072 34 294 122 304 103 650
----------------------------------------------------------------------

Bénéfice avant impôts 47 345 58 501 141 069 180 393

Impôts sur le bénéfice de
la Société (Note 13) 6 719 19 535 23 048 61 380
----------------------------------------------------------------------

Bénéfice net avant la part
des actionnaires
sans contrôle 40 626 38 966 118 021 119 013


Part des actionnaires
sans contrôle 1 876 1 516 4 720 4 179
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 38 750 $ 37 450 $ 113 301 $ 114 834 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation
(Note 6) 103 646 103 010 103 451 101 293
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice par action ordinaire
(Note 6)
Avant dilution 0,37 $ 0,36 $ 1,09 $ 1,13 $
Après dilution 0,36 $ 0,33 $ 1,05 $ 1,03 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------




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

Trimestres terminés en Neuf mois terminés en
2006 2005 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Solde au début de
la période 453 211 $ 385 111 $ 411 742 $ 337 013 $

Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 38 750 37 450 113 301 114 834
-----------------------------------------------------------------------
491 961 422 561 525 043 451 847

Dividendes sur les
actions ordinaires (19 750) (16 541) (52 832) (45 827)
-----------------------------------------------------------------------

Solde à la fin de
la période 472 211 $ 406 020 $ 472 211 $ 406 020 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

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 septembre
(en milliers)

Trimestres terminés en Neuf mois terminés en
2006 2005 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 38 750 $ 37 450 $ 113 301 $ 114 834 $
Postes sans effet sur
la trésorerie
Amortissement
- immobilisations,
déduction faite
des apports à
la construction 39 810 34 201 123 176 111 400
Amortissement -
éléments incorporels 1 052 921 3 156 2 763
Amortissement - autres 1 427 1 715 4 582 5 005
Impôts futurs (979) (153) (5 358) 9 282
Avantages sociaux
futurs constitués (733) (1 874) (2 485) (2 902)
Capitaux propres,
déduction faite
des dividendes (1 460) (1 144) (1 601) (2 387)
Rémunération fondée
sur des actions 387 387 1 159 1 177
Gain sur change
non réalisé lié à la
dette à long terme
(Note 10) (369) (3 765) (1 808) (2 406)
Part des actionnaires
sans contrôl 1 876 1 516 4 720 4 179
Gain sur la vente de
biens productifs - - (2 088) -
Autres (101) 20 (743) 314
Hausse du dépôt au titre de
l'impôt sur le bénéfice
de la Société - - (5 922) -
----------------------------------------------------------------------
79 660 69 274 230 089 241 259

Variation du fonds
de roulement
d'exploitation hors
trésorerie 16 822 30 532 (26 450) (12 229)
-----------------------------------------------------------------------
96 482 99 806 203 639 229 030
-----------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Variation des crédits et
des charges reportées (1 884) (2 603) (12 712) (5 904)
Acquisition
d'immobilisations
de services publics (114 774) (101 652) (330 621) (290 804)
Acquisition de biens
productifs (3 542) (2 283) (15 349) (76 500)
Apports à la construction 15 431 9 528 38 630 32 209
Produits liés à la
vente d'immobilisations 621 628 6 530 982
Acquisitions d'entreprises,
après les espèces acquises
(Note 14) (75 357) (50) (75 357) (3 298)
Accroissement des
investissements - - (1 893) -
----------------------------------------------------------------------
(179 505) (96 432) (390 772) (343 315)
-----------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation des emprunts
à court terme 388 (82 855) 19 888 (137 592)
Produits provenant de
la dette
à long terme 89 725 96 361 300 312 194 377
Remboursement de
la dette
à long terme et
obligations liées
aux contrats de
location-acquisition (77 488) (9 907) (190 163) (45 150)
Rachat d'actions
privilégiées - (38) - (38)
Avances par (à)
des actionnaires
sans contrôle 485 211 9 535 (853)
Emission d'actions
ordinaires 3 277 2 013 9 141 132 327
Emission d'actions
privilégiées 121 117 - 121 117 -
Dividendes
Actions ordinaires (19 750) (16 541) (52 832) (45 827)
Dividendes de filiales
versés à des
actionnaires sans
contrôle (667) (573) (1 477) (1 362)
-----------------------------------------------------------------------
117 087 (11 329) 215 521 95 882
-----------------------------------------------------------------------
Effet des variations
des taux de change
sur la trésorerie (35) (270) (410) (178)
-----------------------------------------------------------------------
Variation de la trésorerie
et équivalents de
trésorerie 34 029 (8 225) 27 978 (18 581)
-----------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents
de trésorerie, en début
de période 27 365 26 847 33 416 37 203
-----------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents
de trésorerie, en fin
de période 61 394 $ 18 622 $ 61 394 $ 18 622 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés
intermédiaires.



FORTIS INC.

NOTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES

Pour le trimestre et pour les neuf mois terminés les 30 septembre 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 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 aussi une capacité de production installée de 136 MW, dont 92 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 aussi 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 Limited ("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.

c. P.P.C. Limited ("PPC") et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. ("Atlantic") : PPC et Atlantic ont été acquises le 28 août 2006 par Fortis, par l'entremise d'une filiale en propriété exclusive. PPC et Atlantic desservent presque 7 500 clients, soit 80 pour cent des clients d'électricité des îles Turks-et-Caicos. PPC est le seul fournisseur d'électricité à Providenciales, à North Caicos et à Middle Caicos en vertu d'un permis de cinquante ans qui échoit en 2037. Atlantic est le seul fournisseur d'électricité à South Caicos, en vertu d'un permis de cinquante ans qui échoit en 2036.

Services non réglementés - Production de Fortis

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

a. 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.

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. 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 trente ans.

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

Lorsqu'on inclut les quatre hôtels faisant l'objet d'un accord d'acquisition conclu le 19 octobre 2006, Fortis Properties possède et exploite des hôtels dans sept provinces du Canada et des immeubles commerciaux dans la Région atlantique du Canada. Ses propriétés comprennent dix-huit hôtels, comptant plus de 3 200 chambres, et environ 2,7 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux (Note 17).

Siège social

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. Les frais du Siège social comprennent les frais financiers, notamment les frais d'intérêt sur la dette encourue directement par Fortis et les dividendes sur les actions privilégiées classés comme passifs à long terme, les gains ou pertes sur change, et d'autres dépenses du siège social, déduction faite des récupérations de filiales, des frais d'intérêt et divers revenus ainsi que des 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 évoluent 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 PCGR canadiens, notamment des traitements comptables choisis qui diffèrent de ceux utilisés par les entités qui ne sont pas assujetties 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 entités non assujetties 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, entraîne 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 hausse des produits de 0,4 million $ d'un trimestre à l'autre et une baisse des produits de 10,3 millions $ pour l'exercice à ce jour, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le PUB a aussi approuvé un cumul de produits non facturés 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. Un total de 0,6 million $ et de 2,2 millions $ du cumul de produits non facturés a été comptabilisé au troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement. La disposition du solde restant de produits non facturés en 2005 sera calculée conformément aux ordonnances futures de PUB. 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 hausse du bénéfice de 0,2 million $ d'un trimestre à l'autre et une baisse nette de 5,4 millions $ du bénéfice pour l'exercice à ce jour, 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 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 conditionnelles ont été identifiées, aucun montant n'a été comptabilisé, puisque celles-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 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 sur la Société 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 pour le premier semestre de 2006 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 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. 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 futur 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 60,2 millions $ au 30 septembre 2006 et aurait constaté une charge additionnelle liée à l'impôt futur d'environ 3,9 millions $ et de 16,5 millions $ pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour se terminant le 30 septembre 2006, respectivement (Note 13). Si la méthode de calcul des charges avait été utilisée en 2006, il n'y aurait pas eu d'effet sur le bénéfice net associé aux frais d'impôt futur additionnels puisque FortisAlberta aurait comptabilisé un actif compensateur lié à la réglementation pour récupération future à même les taux imposés à la clientèle.

Avantages futurs des employés

A compter du 1er janvier 2006, conformément aux exigences de l'Accord de règlement négocié pour 2006/2007, approuvé par l'AEUB, FortisAlberta récupère dans les taux imposés à la clientèle d'autres avantages de cessation d'emploi et des frais supplémentaires liés aux régimes de retraite, en fonction des déboursés en espèces effectués. Toutefois, toute différence entre la dépense comptabilisée selon les PCGR canadiens et les frais récupérés de la clientèle, à même les taux actuels imposés aux clients pour d'autres régimes de retraite et régimes d'avantages de cessation d'emploi, qu'on s'attend à récupérer ou à rembourser à même les taux futurs imposés à la clientèle, est assujettie à un traitement comptable de report et est comptabilisée au bilan comme élément d'actif lié à la réglementation.

4. UTILISATION DES ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société conformément aux PCGR canadiens 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 la période de neuf mois terminée le 30 septembre 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 16 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 ont été les mêmes. Pour FortisAlberta, l'AEUB a approuvé une baisse de taux de distribution de 1,9 %, à compter du 1er janvier 2006. FortisAlberta appliquait des taux provisoires, qui étaient les mêmes que ceux appliqués en 2005. La baisse tarifaire chez FortisAlberta, à compter du 1er janvier 2006, a eu pour effet d'abaisser les produits de 1,1 million $ et de 3,2 millions $ dans les états financiers consolidés de la Société, pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent; ces montants seront remboursés 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, laquelle recommande le relèvement du taux d'amortissement mixte de la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006, approuvé par la CSPCB, a entraîné la hausse du taux d'amortissement mixte, depuis 2,6 % à 3,2 %, à compter du 1er janvier 2006; ces hausses ont eu pour effet de relever les frais d'amortissement de la Société dans les états financiers consolidés de la Société pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, d'environ 1,2 million $ et 3,5 millions $, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

En outre, FortisBC a mené à terme récemment une analyse de sa méthode de ventilation 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 de la Société, alors qu'antérieurement, le pourcentage ne s'appliquait qu'à un groupe limité de frais de la Société. L'Accord de règlement négocié pour 2006 a entraîné la hausse du montant des frais généraux capitalisés, à compter du 1er janvier 2006, depuis environ 9 pour cent des frais d'exploitation et d'entretien bruts prévus pour 2005, approuvés par la CSPCB, à 20 pour cent des frais d'exploitation et d'entretien bruts prévus pour 2006, approuvés par la CSPCB. Ce changement des estimations a eu pour effet d'abaisser les frais d'exploitation dans les états financiers consolidés de la Société pour le troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour, d'environ 1,1 million $ et 3,7 millions $, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

5. EMPRUNTS A COURT TERME ET DETTE A LONG TERME

La Société et ses filiales avaient des lignes de crédit autorisées consolidées de 923,9 millions $, dont 682,2 millions $ étaient inutilisés le 30 septembre 2006. Le résumé présenté ci-dessous précise les facilités de crédit de la Société en fonction des secteurs isolables.



Services Total Total
Facilités de publics au au
crédit siège régle- Production Fortis 30 sept. 31 déc.
(en millions $) social mentés de Fortis Properties 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 315,0 594,2 2,2 12,5 923,9 747,1
Facilités
de crédit
utilisées
Emprunts à
court terme (4,1) (66,6) - - (70,7) (48,9)
Dette à long
terme (48,2) (59,4) - - (107,6) (85,8)
Lettres de crédit
en circulation (4,5) (56,8) - (2,1) (63,4) (73,6)
-----------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit
accessibles 258,2 411,4 2,2 10,4 682,2 538,8
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


Le 30 septembre 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 surtout de la construction de la centrale à turbine à combustion de 50 MW, a été prolongé jusqu'en juillet 2007. En août 2006, le montant accessible lié aux facilités de crédit d'exploitation de Maritime Electric a été porté à 30 millions $, depuis 25 millions $.

En mars 2006, FortisAlberta a modifié sa facilité de crédit à terme syndiquée, non garantie, en relevant le montant accessible à 200 millions $, depuis 150 millions $, et en prolongeant la date d'échéance de mai 2008 à mai 2010. En outre, la Société, avec le consentement des prêteurs, 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 juillet 2006, FortisAlberta a contracté une facilité de crédit à la demande de 10 millions $, relevant à 20 millions $ le montant accessible à la Société en vertu de facilités de crédit à la demande non garanties.

En mai 2006, la date d'échéance de la facilité de crédit d'exploitation de 50 millions $ de 364 jours, 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 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, à verser 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 terme syndiquée de FortisAlberta.

Le 30 septembre 2006, le total des facilités de crédit comprenait tant une facilité de découvert de 2 millions $ US qu'une facilité de crédit de substitution de 9 millions $ US en rapport avec les dommages liés à l'ouragan chez PPC. Ces facilités n'avaient pas encore été utilisées le 30 septembre 2006.



6. ACTIONS ORDINAIRES

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

30 septembre 2006 31 décembre 2005
-----------------------------------------------------------------------
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Nombre Montant Nombre Montant
a) Emises et en d'actions (en d'actions (en
circulation milliers) milliers)
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires 103 706 052 822 518 $ 103 203 981 813 304 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Les actions ordinaires émises au cours de la période prennent la forme
suivante :

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-----------------------------------------------------------------------
Trimestre terminé le Exercice à ce jour le
30 septembre 2006 30 septembre 2006
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Nombre Montant Nombre Montant
d'actions (en d'actions (en
milliers) milliers)
----------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
Solde en début
de période 103 489 080 819 227 $ 103 203 981 813 304 $
Régime d'achat
d'actions à
l'intention des
consommateurs 17 636 429 59 203 1 387
Régime de
réinvestissement
de dividendes 41 775 1 017 133 023 3 119
Régime d'achat
d'actions à
l'intention
du personnel 19 925 484 110 340 2 567
Régimes d'options
d'achat d'actions
à l'intention
des adminis-
trateurs
et de la
direction 137 636 1 361 199 505 2 141
-----------------------------------------------------------------------
103 706 052 822 518 $ 103 706 052 822 518 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


Le 30 septembre 2006, 11 344 396 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.

b) 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 103 451 471 et de 101 293 188 le 30 septembre 2006 et le 30 septembre 2005, respectivement. Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation était de 103 645 612 et de 103 009 732 pour les trimestres terminés le 30 septembre 2006 et le 30 septembre 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 septembre
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2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen moyen
pondéré Bénéfice pondéré Bénéfice
Bénéfice d'actions par Bénéfice d'actions par
(en (en action (en (en action
milliers) milliers)ordinaire milliers) milliers)ordinaire
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 38 750 $ 37 450 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions en
circulation 103 646 103 010
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice par
action
ordinaire
avant
dilution 0,37 $ 0,36 $
-----------------------------------------------------------------------
Effet des
titres
dilutifs :
Options d'achat
d'actions - 1 196 - 920
Actions
privilégiées
(Note 8 (i)
et (ii)) 4 152 14 096 4 152 19 688
Débentures
conver-
tibles 255 1 925 273 1 924
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice
par
action
ordinaire
après
dilution 43 157 $ 120 863 0,36 $ 41 875 $ 125 542 0,33 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------



Exercice à ce jour, le 30 septembre
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
moyen moyen
pondéré Bénéfice pondéré Bénéfice
Bénéfice d'actions par Bénéfice d'actions par
(en (en action (en (en action
milliers) milliers)ordinaire milliers) milliers)ordinaire
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 113 301 $ 114 834 $
Nombre moyen
pondéré
d'actions en
circulation 103 451 101 293
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice par
action
ordinaire
avant dilution 1,09 $ 1,13 $
-----------------------------------------------------------------------
Effet des
titres
dilutifs :
Options
d'achat
d'actions - 1 196 - 920
Actions
privilégiées
(Note 8 (i)
et (ii)) 12 455 14 096 12 455 19 688
Débentures
conver-
tibles 774 1 925 836 1 924
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice
par
action
ordinaire
après
dilution 126 530 $ 120 668 1,05 $128 125 $ 123 825 1,03 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


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 septembre 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'achat d'actions de 2002. La Société cessera d'attribuer des options dans le cadre du Régime d'options d'achat d'actions de 2002 et toutes les nouvelles options 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 la cessation d'emploi, le décès ou la retraite du titulaire de l'option, à comparer à un an tout au plus, tel que prévu dans le Régime d'options d'achat d'actions de 2002. Les administrateurs ne sont pas admissibles aux attributions d'options en vertu du Régime de 2006.



Trimestre terminé Exercice à ce jour
le 30 septembre 2006 le 30 septembre 2006
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-----------------------------------------------------------------------
Prix Prix
Nombre moyen Nombre moyen
d'options pondéré d'options pondéré
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Options en circulation en
début de période 3 986 768 15,60 $ 3 421 876 14,18 $
Attribuées - - $ 626 761 22,94 $
Annulées - - $ - - $
Exercées (137 636) 9,78 $ (199 505) 10,36 $
-----------------------------------------------------------------------
Options en circulation
à la fin de la période 3 849 132 15,80 $ 3 849 132 15,80 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


Voici des précisions sur les
options d'achat d'actions Nombre Prix Date
en circulation : d'options d'exercice d'échéance
-----------------------------------------------------------------------
288 696 9,57 $ 2011
624 348 12,03 $ 2012
695 789 12,81 $ 2013
704 852 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
-----------------------------------------------------------------------
3 849 132
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Options acquises à la fin
de la période 2 008 836
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


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 ses régimes d'options d'achat d'actions de 2002 et 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, de quatre ans. Selon la méthode de la juste valeur, 0,4 million $ et 1,2 million $ ont été comptabilisés au titre des frais de rémunération pour le trimestre et pour la période de neuf mois se terminant le 30 septembre 2006, respectivement (0,4 million $ et 1,2 million $ pour le trimestre et pour la période de neuf mois se terminant le 30 septembre 2005, respectivement).

8. ACTIONS PRIVILEGIEES

Autorisées
a) un nombre illimité d'actions privilégiées de premier rang, sans valeur nominale ou sans valeur au pair;

b) un nombre illimité d'actions privilégiées de deuxième rang, sans valeur nominale ou sans valeur au pair.



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-----------------------------------------------------------------------
30 septembre 2006 31 décembre 2005
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Bilan Montant Montant
Emises et Classifi- Nombre (en Nombre (en
en circulation cation d'actions milliers) d'actions milliers)
-----------------------------------------------------------------------
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(i) Actions
privilégiées
de premier rang,
de la Série C Dette 5 000 000 122 992 $ 5 000 000 122 992$
(ii) Actions
privilégiées
de premier rang,
de la Série E Dette 7 993 500 196 500 7 993 500 196 500
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Total classé
comme dette 12 993 500 319 492 $ 12 993 500 319 492$
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(iii) Actions
privilégiées
de premier
rang de
la Série F Actif 5 000 000 122 466 $ - -
-----------------------------------------------------------------------
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(i) Actions privilégiées de premier rang de la Série C

Les actions privilégiées de premier rang de la Série C donnent droit à des dividendes en espèces préférentiels cumulatifs fixes, au taux de 1,3625 $ par action par année. A compter du 1er juin 2010, la Société peut, à sa discrétion, racheter contre espèces les actions privilégiées de premier rang de la Série C au complet, en tout temps, ou en partie à l'occasion, à 25,75 $ l'action, si le rachat se fait avant le 1er juin 2011, à 25,50 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er juin 2011 mais avant le 1er juin 2012, à 25,25 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er juin 2012 mais avant le 1er juin 2013, et à 25,00 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er juin 2013, auquel s'ajoutent, dans chaque cas, tous les dividendes courus et impayés jusqu'à la date fixée pour le rachat, mais à l'exclusion de celle-ci.

A compter du 1er juin 2010, la Société peut, à son gré, convertir l'ensemble, ou, à l'occasion, une partie des actions privilégiées de premier rang de la Série C, en circulation, en actions ordinaires entièrement payées et négociables dans le marché libre, de la Société. Le nombre d'actions ordinaires liées à la conversion de chaque action privilégiée sera calculé en divisant le prix de rachat alors applicable par action privilégiée, ainsi que tous les dividendes cumulés et impayés jusqu'à la date prévue pour la conversion, mais excluant celle-ci, par le plus élevé des deux montants suivants : 1,00 $ ou 95 pour cent du prix marchand alors en vigueur des actions ordinaires.

A compter du 1er septembre 2013, chaque action privilégiée de premier rang de la Série C sera convertible au choix du porteur le troisième jour de septembre, de décembre, de mars et de juin de chaque année, en actions ordinaires négociables dans le marché libre; le calcul se fera en divisant 25,00 $, ainsi que tous les dividendes courus et impayés jusqu'à la date prévue pour la conversion, mais excluant celle-ci, par le plus élevé des deux montants suivants : 1,00 $ ou 95 pour cent du cours marchand alors en vigueur des actions ordinaires.

Si un détenteur d'actions privilégiées de premier rang de la Série C décide de convertir l'une ou l'autre de ces actions en actions ordinaires, la Société peut racheter ces actions privilégiées de premier rang de la Série C contre espèces ou encore voir à la vente de ces actions à des acheteurs de remplacement (substituts).

Comme les actions privilégiées de premier rang de la Série C sont rachetables au gré du porteur, elles correspondent à la définition d'un passif financier et elles sont donc classées comme passifs à long terme, les dividendes associés à celles-ci étant classées comme charges financières.

(ii) Actions privilégiées de premier rang de la Série E

Les actions privilégiées de premier rang de la Série E permettent aux détenteurs de recevoir des dividendes en espèces préférentiels cumulatifs fixes au montant de 1,2250 $ par action par année.

A compter du 1er juin 2013, la Société peut, à son gré, racheter l'ensemble, ou à l'occasion une partie des actions privilégiées de premier rang de la Série E en circulation, en versant en espèces une somme par action rachetée égale à 25,75 $ si le rachat se fait au cours des douze mois commençant le 1er juin 2013, 25,50 $ si le rachat se fait au cours des douze mois commençant le 1er juin 2014, 25,25 $ si le rachat se fait au cours des douze mois commençant le 1er juin 2015 et 25,00 $ si le rachat se fait à compter du 1er juin 2016; il faut ajouter dans chaque cas tous les dividendes courus et non payés jusqu'à la date prévue pour le rachat, mais excluant celle-ci.

A compter du 1er juin 2013, la Société peut, à son gré, convertir l'ensemble des actions privilégiées de premier rang de la Série E en circulation, ou, à l'occasion, une partie de celles-ci, en actions ordinaires de la Société entièrement payées et négociables dans le marché libre. Le nombre d'actions ordinaires liées à chaque action privilégiée convertie sera calculé en divisant le prix de rachat alors applicable par action privilégiée de premier rang de la Série E ainsi que tous les dividendes cumulés et non payés jusqu'à la date prévue pour la conversion, mais excluant celle-ci, par le plus élevé des deux montants suivants : 1,00 $ ou 95 pour cent du cours marchand des actions ordinaires alors en vigueur.

A compter du 1er septembre 2016, chaque action privilégiée de premier rang de la Série E sera convertible au gré du porteur le premier jour ouvrable de septembre, de décembre, de mars et de juin de chaque année, en actions ordinaires entièrement payées et négociables dans le marché libre, le calcul se fera en divisant 25,00 $, ainsi que tous les dividendes courus et non payés jusqu'à la date prévue pour la conversion, mais excluant celle-ci, par le plus élevé des deux montants suivants : 1,00 $ ou 95 pour cent du cours marchand des actions ordinaires. Si un porteur d'actions privilégiées de la Série E choisit de convertir l'une ou l'autre de ces actions en actions ordinaires, la Société peut racheter ces actions privilégiées de la Série E contre espèces ou encore voir à la vente de ces actions à d'autres acheteurs.

Comme les actions privilégiées de premier rang de la Série E sont rachetables au gré du détenteur, elles correspondent à la définition d'un passif financier et elles sont donc classées comme passifs à long terme, les dividendes y étant associés étant classés comme charges financières.

(iii) Actions privilégiées de premier rang de la Série F

Le 28 septembre 2006, la Société a émis 5 000 000 d'actions privilégiées de premier rang de la Série F à 25,00 $ l'action, pour un produit après impôt net de 122,5 millions $.

Les actions privilégiées de premier rang de la Série F donnent au porteur le droit de recevoir des dividendes en espèces préférentiels cumulatifs fixes au montant de 1,2250 $ par action par année.

A compter du 1er décembre 2011, la Société peut, à son gré, racheter contre espèces les actions privilégiées de premier rang de la Série F, en totalité en tout temps, ou en partie, à l'occasion, à 26,00 $ l'action si le rachat se fait avant le 1er décembre 2012, à 25,75 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er décembre 2012 mais avant le 1er décembre 2013, à 25,50 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er décembre 2013 mais avant le 1er décembre 2014, à 25,25 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er décembre 2014 mais avant le 1er décembre 2015, et à 25,00 $ l'action si le rachat se fait à compter du 1er décembre 2015; dans chaque cas, il faut ajouter tous les dividendes cumulés et non payés jusqu'à la date prévue pour le rachat, mais excluant celle-ci.

Comme les actions privilégiées de premier rang de la Série F ne sont pas rachetables au gré du porteur, elles sont classées comme avoir et les dividendes associés seront déduits dans l'Etat des résultats immédiatement avant l'obtention du bénéfice net applicable aux actions ordinaires.

9. 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 4,6 millions $ et de 14,1 millions $ pour le trimestre et pour les neuf mois se terminant le 30 septembre 2006, respectivement (2,5 millions $ et 10,7 millions $ pour le trimestre et pour les neuf mois se terminant le 30 septembre 2005, respectivement). Le coût de la prestation des mesures à cotisations déterminées pour le trimestre et pour les neuf mois se terminant le 30 septembre 2006 a été de 0,9 million $ et de 2,5 millions $, respectivement (0,7 million $ et 2,3 millions $ pour le trimestre et pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2005, respectivement).



10. FRAIS FINANCIERS

Trimestre terminé le Exercice à ce jour le
30 septembre 30 septembre
-----------------------------------------------------------------------
(en milliers) 2006 2005 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Amortissement des frais liés à
l'émission d'actions et de
titres de dette 158 $ 147 $ 467 $ 493$
Intérêts - Dette à long terme
et obligations liées
aux contrats
de location-acquisition 38 995 35 560 114 333 105 281
- Emprunts à court terme 1 960 1 116 4 972 5 397
Intérêts attribués à la
construction (982) (2 016) (3 079) (4 684)
Intérêts gagnés (842) (900) (2 948) (2 886)
Gain sur change
non réalisé lié à la
dette à long terme (369) (3 765) (1 808) (2 406)
Dividendes sur actions
privilégiées
(Note 8 (i) et (ii)) 4 152 4 152 12 455 12 455
-----------------------------------------------------------------------
43 072 $ 34 294 $ 124 392 $ 113 650$
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


11. 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).

12. 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.

13. 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, fédéraux et provinciaux, 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 Exercice à ce jour
le 30 septembre le 30 septembre
(%) (%)
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
-----------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition
statutaire 35,2 35,2 35,2 35,3
Dividendes sur
actions privilégiées 3,2 2,6 3,2 2,5
Impôt sur les sociétés
à grande capitalisation - 1,5 - 1,9
Ecarts entre les taux
statutaires canadiens
et ceux applicables
aux filiales étrangères (9,8) (4,5) (6,4) (2,7)
Postes capitalisés aux fins
comptables mais attribués aux
charges aux fins de l'impôt
sur le bénéfice (10,6) 4,8 (12,3) -
Autres différences
de calendrier (1,8) (0,6) (1,5) (0,3)
Effet de la baisse des taux
d'imposition sur les soldes
d'impôt futur - - (2,8) -
Modification de la politique
de comptabilisation des
produits chez Newfoundland
Power (Note 3) 0,3 - 0,8 -
Nouvelle cotisation fiscale
chez Maritime Electric
(Note 16) 0,1 - 1,2 -
Nouvelle cotisation fiscale
chez Cornwall Electric - (2,7) - (0,9)
Frais de retraite 0,3 (0,8) (0,4) (0,9)
Autres (2,7) (2,1) (0,7) (0,9)
-----------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition réel 14,2 33,4 16,3 34,0
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


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 l'exercice à ce jour (cumul), par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, associée surtout au calendrier de la constatation, aux fins de l'impôt, de ces éléments capitalisés aux fins comptables (Note 3).

14. ACQUISITION D'ENTREPRISE

P.P.C Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd.

Le 28 août 2006, Fortis, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive, a acheté toutes les actions ordinaires émises et en circulation de P.P.C. Limited (" PPC ") et d'Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. (" Atlantic ") pour une contrepartie réunie d'environ 97,4 millions $ (87,6 millions $ US). Le prix d'achat, déduction faite de la dette prise en charge et des frais d'acquisition, de 75,4 millions $ (67,8 millions $ US) a au départ été financé au moyen d'une contrepartie en espèces, par voie de prélèvements à même les facilités de crédit de la Société, qui ont été remboursés en partie à même les produits partiels de l'émission d'actions privilégiées de premier rang de la Série F de Fortis le 28 septembre 2006.

Ensemble, PPC et Atlantic desservent presque 7 500 clients, soit 80 pour cent des clients d'électricité des îles Turks-et-Caicos. PPC est le seul fournisseur d'électricité à Providenciales, à North Caicos et à Middle Caicos, conformément à un permis de cinquante ans échéant en 2037. Atlantic est le seul fournisseur d'électricité de South Caicos, en vertu d'un permis de cinquante ans échéant en 2036. Le permis prévoit un rendement de 17,5 % sur une base d'actif définie.

L'acquisition a été comptabilisée en appliquant la méthode de l'achat pur et simple, selon laquelle les résultats des opérations complètes ont été inclus dans les états financiers consolidés de Fortis, dans le secteur Services publics réglementés - Caraïbes, à compter du 28 août 2006. La valeur comptable des actifs nets inclus dans la base d'actif définie, aux fins du calcul du rendement autorisé de 17,5 % a été a été admise comme juste valeur aux fins de l'imputation du prix d'acquisition. Le caractère réglementé de PPC et d'Atlantic et le calcul des produits et des bénéfices sont fondés sur des données et ne changent pas en fonction de la conjoncture marchande ou d'un changement de propriétaire. Ainsi donc, aucune augmentation de la juste valeur marchande n'a été comptabilisée comme élément du prix d'achat sur ces actifs nets inclus dans la base d'actif définie puisque tous les avantages économiques associés à ceux-ci reviendront aux clients.

L'imputation préliminaire du prix d'acquisition aux actifs nets, en fonction de leurs justes valeurs, sous réserve de leur finalisation au quatrième trimestre de 2006, prend la forme suivante :



(en milliers) PPC Atlantic Total
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Juste valeur attribuée aux
actifs nets :
Actifs immobilisés de
services publics 45 196 $ 605 $ 45 801 $
Actifs à court terme 17 787 815 18 602
Ecart d'acquisition 38 520 - 38 520
Autres éléments d'actif 905 - 905
Passifs à court terme (3 162) (105) (3 267)
Dette prise en charge
(y compris la partie
à court terme) (22 072) - (22 072)
Autres éléments de passif (2 057) (1 075) (3 132)
-----------------------------------------------------------------------
75 117 $ 240 $ 75 357 $
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


15. RENSEIGNEMENTS SECTORIELS

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

Trimestre terminé
Services publics réglementés
-----------------------------------------------------------------------
(en milliers de dollars) Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis
30 septembre 2006 Alberta BC Power Electric Ontario
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 64 580 48 734 78 450 32 162 32 057
Revenu de participation - - - - -
Coûts d'approvisionnement
énergétique - 14 274 47 651 18 496 23 413
Dépenses d'exploitation 28 786 14 785 12 126 3 052 3 726
Amortissement 16 951 6 757 6 517 2 547 1 340
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 18 843 12 918 12 156 8 067 3 578
Frais financiers 7 778 6 130 8 275 2 793 1 281
Gain sur la vente de biens
productifs - - - - -
Impôts sur le bénéfice de
la Société (1 215) 1 052 1 171 2 116 702
Part des actionnaires sans
contrôle - - 147 - -
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 12 280 5 736 2 563 3 158 1 595
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 228 615 220 719 - 19 858 42 947
Eléments d'actif
sectoriels 845 595 768 625 850 352 283 394 119 261
Actifs d'investissement
de participation - - - - -
-----------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 1 074 210 989 344 850 352 303 252 162 208
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 59 821 24 825 14 206 7 425 2 589
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé
---------------------------------------------------------------------
(en milliers de dollars) Total Total
30 septembre 2006 Canada Caraïbes(1)
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 255 983 26 617
Revenu de participation - 3 198
Coûts d'approvisionnement
énergétique 103 834 14 975
Dépenses d'exploitation 62 475 2 941
Amortissement 34 112 1 692
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 55 562 10 207
Frais financiers 26 257 558
Gain sur la vente de biens
productifs - -
Impôts sur le bénéfice de
la Société 3 826 405
Part des actionnaires sans
contrôle 147 1 585
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 25 332 7 659
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 512 139 38 714
Eléments d'actif sectoriels 2 867 227 288 133
Actifs d'investissement
de participation - 168 187
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 3 379 366 495 034
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 108 866 4 908
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------




Trimestre terminé Services non réglementés
---------------------------------------------------------------------
(en milliers de dollars) Production Fortis Siège
30 septembre 2006 de Fortis Properties social
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 19 304 43 962 2 176
Revenu de participation - - -
Coûts d'approvisionnement
énergétique 1 422 - -
Dépenses d'exploitation 3 243 26 114 2 027
Amortissement 2 595 3 143 747
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 12 044 14 705 (598)
Frais financiers 2 445 5 283 10 032
Gain sur la vente de biens
productifs - - -
Impôts sur le bénéfice de
la Société 1 587 3 145 (2 244)
Part des actionnaires sans
contrôle 186 - (42)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 7 826 6 277 (8 344)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - -
Eléments d'actif sectoriels 235 129 437 616 75 100
Actifs d'investissement
de participation - - -
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235 129 437 616 75 100
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 322 3 542 678
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé
---------------------------------------------------------------------
(en milliers de dollars) Eliminations
30 septembre 2006 intersectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation (9 293) 338 749
Revenu de participation - 3 198

Coûts d'approvisionnement énergétique (6 545) 113 686
Dépenses d'exploitation (1 245) 95 555
Amortissement - 42 289
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (1 503) 90 417
Frais financiers (1 503) 43 072
Gain sur la vente de biens productifs - -
Impôts sur le bénéfice de la Société - 6 719
Part des actionnaires sans contrôle - 1 876
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) - 38 750
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - 550 853
Eléments d'actif sectoriels (15 282) 3 887 923
Actifs d'investissement de participation - 168 187
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif (15 282) 4 606 963
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations - 118 316
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------




Trimestre terminé
---------------------------------------------------------------------
le 30 septembre 2005
---------------------------------------------------------------------
Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis
Alberta BC Power Electric Ontario
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 66 778 45 120 77 462 30 221 36 589
Revenu de participation - - - - -
Coûts d'approvisionnement
énergétique - 13 873 46 308 18 194 28 855
Dépenses d'exploitation 28 230 16 011 11 840 2 989 4 263
Amortissement 14 872 4 772 6 019 2 419 1 276
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 23 676 10 464 13 295 6 619 2 195
Frais financiers 6 062 4 422 8 031 1 603 1 228
Impôts sur le bénéfice
de la Société 8 325 1 411 1 735 2 025 (1 202)
Part des actionnaires
sans contrôle - - 149 - -
Bénéfice net (perte) 9 289 4 631 3 380 2 991 2 169
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 229 097 220 745 - 19 858 42 947
Eléments d'actif sectoriels 708 736 685 756 817 328 263 374 118 936
Actif d'investissement
de participation - - - - -
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 937 833 906 501 817 328 283 232 161 883
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 39 806 25 990 11 813 12 300 2 716
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------




Trimestre terminé le
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005
---------------------------------------------------------------------
Total Total
Canada Caraïbes(1)
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 256 170 21 858
Revenu de participation - 3 040
Coûts d'approvisionnement énergétique 107 230 11 912
Dépenses d'exploitation 63 333 2 230
Amortissement 29 358 1 305
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 56 249 9 451
Frais financiers 21 346 1 472
Impôts sur le bénéfice de la Société 12 294 379
Part des actionnaires sans contrôle 149 1 429
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 22 460 6 171
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 512 647 -
Eléments d'actif sectoriels 2 594 130 206 279
Actif d'investissement de participation - 163 599
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 3 106 777 369 878
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 92 625 3 227
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005 Non réglementés
---------------------------------------------------------------------
Production Fortis Siège
de Fortis Properties social
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 21 731 42 289 2 890
Revenu de participation - - -
Coûts d'approvisionnement énergétique 941 - -
Dépenses d'exploitation 2 465 26 218 1 170
Amortissement 2 652 2 824 698
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 15 673 13 247 1 022
Frais financiers 3 479 5 187 5 657
Impôts sur le bénéfice de la Société 4 394 3 197 (729)
Part des actionnaires sans contrôle (20) - (42)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 7 820 4 863 (3 864)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - -
Eléments d'actif sectoriels 262 577 427 226 43 099
Actif d'investissement de participation - - -
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 577 427 226 43 099
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 5 116 2 283 684
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------





Trimestre terminé le
---------------------------------------------------------------------
Eliminations
30 septembre 2005 intersectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation (6 328) 338 610
Revenu de participation - 3 040
Coûts d'approvisionnement énergétique (2 515) 117 568
Dépenses d'exploitation (966) 94 450
Amortissement - 36 837
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (2 847) 92 795
Frais financiers (2 847) 34 294
Impôts sur le bénéfice de la Société - 19 535
Part des actionnaires sans contrôle - 1 516
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) - 37 450
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - 512 647
Eléments d'actif sectoriels (26 543) 3 506 768
Actif d'investissement de participation - 163 599
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif (26 543) 4 183 014
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations - 103 935
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------



Exercice à ce jour Services publics réglementés
---------------------------------------------------------------------
(en milliers de dollars) Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis
30 septembre 2006 Alberta BC Power Electric Ontario
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 184 984 157 291 307 601 91 203 98 224
Revenu de participation - - - - -
Coûts d'approvisionnement
énergétique - 47 425 187 980 53 982 73 961
Dépenses d'exploitation 84 397 46 162 39 249 9 514 10 910
Amortissement 51 151 20 439 24 191 7 642 4 014
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 49 436 43 265 56 181 20 065 9 339
Frais financiers 22 044 17 397 24 448 7 761 3 771
Gain sur la vente
de biens productifs - - - - -
Impôts sur le bénéfice
de la Société (5 720) 4 873 10 028 4 879 2 517
Part des actionnaires
sans contrôle - - 442 - -
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 33 112 20 995 21 263 7 425 3 051
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 228 615 220 719 - 19 858 42 947
Eléments d'actif sectoriels 845 595 768 625 850 352 283 394 119 261
Actif d'investissement
de participation - - - - -
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 1 074 210 989 344 850 352 303 252 162 208
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 175 930 72 984 41 231 18 029 6 331
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Exercice à ce jour
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(en milliers de dollars) Total Total
30 septembre 2006 Canada Caraïbes(1)
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Produits d'exploitation 839 303 69 396
Revenu de participation - 6 900
Coûts d'approvisionnement énergétique 363 348 40 073
Dépenses d'exploitation 190 232 8 377
Amortissement 107 437 4 482
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 178 286 23 364
Frais financiers 75 421 3 707
Gain sur la vente de biens productifs - -
Impôts sur le bénéfice de la Société 16 577 1 151
Part des actionnaires sans contrôle 442 3 315
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 85 846 15 191
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 512 139 38 714
Eléments d'actif sectoriels 2 867 227 288 133
Actif d'investissement de participation - 168 187
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 3 379 366 495 034
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 314 505 11 665
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Exercice à ce jour Non-réglementés
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(en milliers de dollars) Production Fortis Siège
30 septembre 2006 de Fortis Properties social
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Produits d'exploitation 59 151 121 026 6 381
Revenu de participation - - -
Coûts d'approvisionnement énergétique 4 767 - -
Dépenses d'exploitation 11 165 76 981 7 548
Amortissement 7 877 8 878 2 240
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 35 342 35 167 (3 407)
Frais financiers 7 672 15 405 27 566
Gain sur la vente de biens productifs - (2 088) -
Impôts sur le bénéfice de la Société 6 651 5 957 (7 288)
Part des actionnaires sans contrôle 1 088 - (125)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 19 931 15 893 (23 560)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - -
Eléments d'actif sectoriels 235 129 437 616 75 100
Actif d'investissement de participation - - -
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 235 129 437 616 75 100
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 2 800 15 349 1 651
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Exercice à ce jour
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(en milliers de dollars) Eliminations
30 septembre 2006 intersectorielles Consolidé
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Produits d'exploitation (23 532) 1 071 725
Revenu de participation - 6 900
Coûts d'approvisionnement énergétique (14 158) 394 030
Dépenses d'exploitation (3 995) 290 308
Amortissement - 130 914
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (5 379) 263 373
Frais financiers (5 379) 124 392
Gain sur la vente de biens productifs - (2 088)
Impôts sur le bénéfice de la Société - 23 048
Part des actionnaires sans contrôle - 4 720
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) - 113 301
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - 550 853
Eléments d'actif sectoriels (15 282) 3 887 923
Actif d'investissement de participation - 168 187
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif (15 282) 4 606 963
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations - 345 970
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Exercice à ce jour
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Fortis Fortis Nfld Maritime Fortis
30 septembre 2005 Alberta BC Power Electric Ontario
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Produits d'exploitation 201 107 144 601 318 552 87 811 106 763
Revenu de participation - - - - -
Coûts d'approvisionnement
énergétique - 44 478 186 900 53 300 84 414
Dépenses d'exploitation 83 019 47 957 39 859 9 155 10 441
Amortissement 45 607 14 114 25 876 7 237 3 763
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 72 481 38 052 65 917 18 119 8 145
Frais financiers 17 873 13 163 23 444 5 785 3 804
Gain lié au règlement
de questions d'ordre
contractuel - - - - -
Impôts sur le bénéfice
de la Société 22 708 5 937 14 192 4 949 170
Part des actionnaires
sans contrôle - - 441 - -
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 31 900 18 952 27 840 7 385 4 171
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 229 097 220 745 - 19 858 42 947
Eléments d'actif sectoriels 708 736 685 756 817 328 263 374 118 936
Actif d'investissement
de participation - - - - -
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 937 833 906 501 817 328 283 232 161 883
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 106 752 77 104 37 828 33 741 5 648
---------------------------------------------------------------------
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Exercice à ce jour
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005
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Total Total
Canada Caraïbes(1)
---------------------------------------------------------------------
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Produits d'exploitation 858 834 55 954
Revenu de participation - 8 612
Coûts d'approvisionnement énergétique 369 092 30 056
Dépenses d'exploitation 190 431 7 875
Amortissement 96 597 4 542
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 202 714 22 093
Frais financiers 64 069 3 873
Gain lié au règlement
de questions
d'ordre contractuel - -
Impôts sur le bénéfice de la Société 47 956 919
Part des actionnaires sans contrôle 441 2 706
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 90 248 14 595
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition 512 647 -
Eléments d'actif sectoriels 2 594 130 206 279
Actif d'investissement de participation - 163 599
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 3 106 777 369 878
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 261 073 8 367
---------------------------------------------------------------------
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Exercice à ce jour
---------------------------------------------------------------------
30 septembre 2005
---------------------------------------------------------------------
Production Fortis Siège
de Fortis Properties social
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---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 57 912 116 116 8 093
Revenu de participation - - -
Coûts d'approvisionnement énergétique 4 569 - -
Dépenses d'exploitation 11 719 74 284 6 463
Amortissement 7 757 8 175 2 097
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 33 867 33 657 (467)
Frais financiers 11 370 14 800 27 359
Gain lié au règlement
de questions
d'ordre contractuel (10 000) - -
Impôts sur le bénéfice de la Société 10 312 7 647 (5 454)
Part des actionnaires sans contrôle 1 156 - (124)
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) 21 029 11 210 (22 248)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - -
Eléments d'actif sectoriels 262 577 427 226 43 099
Actif d'investissement de participation - - -
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 577 427 226 43 099
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 19 382 76 500 1 982
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------





Exercice à ce jour
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Eliminations
30 septembre 2005 intersectorielles Consolidé
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation (17 134) 1 079 775
Revenu de participation - 8 612
Coûts d'approvisionnement énergétique (6 147) 397 570
Dépenses d'exploitation (3 166) 287 606
Amortissement - 119 168
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (7 821) 284 043
Frais financiers (7 821) 113 650
Gain lié au règlement
de questions
d'ordre contractuel - (10 000)
Impôts sur le bénéfice de la Société - 61 380
Part des actionnaires sans contrôle - 4 179
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte) - 114 834
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - 512 647
Eléments d'actif sectoriels (26 543) 3 506 768
Actif d'investissement de participation - 163 599
---------------------------------------------------------------------
Total de l'actif (26 543) 4 183 014
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations - 367 304
---------------------------------------------------------------------
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(1) Comprend le bénéfice consolidé de Belize Electricity et des services
publics de Turks-et-Caicos ainsi que le revenu de participation
provenant des services publics des Caraïbes de Grand Cayman.


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 provenant de la production de Fortis à Belize Electricity et à FortisOntario, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers liés aux emprunts intersociétés. Voici maintenant les transactions entre apparentés pour le trimestre et pour les neuf mois terminés les 30 septembre 2006 et 2005 :




Transactions avec des apparentés Trimestre terminé Exercice à ce jour
(en milliers) le 30 septembre le 30 septembre
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---------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
---------------------------------------------------------------------
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Ventes de Production de Fortis
à Belize Electricity 6 184 $ 2 104 $ 13 180 $ 3 882 $
Ventes de Production de Fortis
à FortisOntario 384 49 1 022 1 505
Ventes de Newfoundland
Power à Fortis Properties 853 779 2 778 2 600
Frais financiers
intersociétés liés aux
emprunts provenant de :
Siège social à Fortis Properties 1 135 886 3 203 2 837
Siège social à Production de Fortis - 797 - 2 222
Production de Fortis
à Belize Electricity - 866 742 1 788
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------


16. ENGAGEMENTS 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 :

Charges associées aux réserves

(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 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 12 millions $ au titre de l'impôt et des intérêts courus. Pour l'exercice à ce jour, au 30 septembre 2006, la Société a prévu, au poste de l'impôt actuel et futur à payer, environ 11,5 millions $, et une charge additionnelle de 0,5 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 donc 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. Aucun montant n'a donc été cumulé dans les états financiers consolidés.

(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 une citation et une réclamation visant FortisBC. La Société entretient des communications avec le ministère et avec ses assureurs. En outre, FortisBC s'est vu signifier deux citations et réclamations présentées par des propriétaires fonciers privés en rapport avec cette même question. On ne peut encore 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.

Engagements

Belize Electricity a un contrat d'achat d'énergie de quinze ans avec Hydra Maya visant l'approvisionnement d'une capacité de 3 MW, qui devrait commencer à la fin de 2006. En outre, Belize Electricity a conclu un contrat d'achat d'énergie de deux ans, échéant en août 2008, avec la Comision Federal de Electricidad du Mexique visant l'approvisionnement de 15 MW de capacité ferme. Les engagements pris en vertu de ces contrats d'achat d'énergie totalisent environ 19,9 millions $.

17. EVENEMENT ULTERIEUR

Le 19 octobre 2006, Fortis Properties a annoncé la conclusion d'un accord visant l'acquisition de quatre hôtels de marque internationale situés en Alberta et en Colombie-Britannique, de Lodge Motel (Kelowna) Ltd., au prix d'achat réuni de 51,6 millions $, ce qui comprend la dette prise en charge. L'acquisition devrait ajouter immédiatement au bénéfice de Fortis et sa clôture est prévue pour novembre 2006. Les quatre hôtels sont les suivants : le Holiday Inn Express and Suites et le Best Western, à Medicine Hat, en Alberta;, le Ramada Hotel and Suites, de Lethbridge, en Alberta, et le Holiday Inn Express, de Kelowna, en Colombie-Britannique. L'acquisition accroît de 454 chambres la capacité d'accueil des établissements de Fortis Properties.

18. 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 ayant des actifs de 4,6 milliards $ et des produits annuels 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, les actions privilégiées de premier rang de la Série E, et les actions privilégiées de premier rang de la Série F de Fortis Inc. se négocient à la Bourse de Toronto sous les symboles respectifs FTS, FTS.PR.C, FTS.PR.E et FTS.PR.F. 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 septembre 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