Fortis annonce un bénéfice de 29 millions $ pour le deuxième trimestre
ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 26 août 2008) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a annoncé un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 29 millions $, ou 0,19 $ l'action ordinaires, pour le deuxième trimestre, en comparaison d'un bénéfice de 41 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, au trimestre correspondant de 2007. Le cumul du bénéfice attribuable aux actions ordinaires pour l'exercice à ce jour s'est établi à 120 millions $, ou 0,77 $ l'action ordinaire, en regard de 83 millions $, ou 0,69 $ l'action ordinaire, à la période correspondante de l'exercice précédent. Terasen a été acquise le 17 mai 2007 et, par conséquent, les résultats financiers de la Société pour la période correspondante de l'exercice précédent ne reflétaient la contribution au bénéfice par Terasen que pour une partie du deuxième trimestre.
Les résultats du deuxième trimestre comprennent une charge de 13 millions $, ou 0,08 $ l'action ordinaire, représentant la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires à Belize Electricity. La charge a découlé de la décision de la Public Utilities Commission du Belize à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. Belize Electricity a déposé une requête en révision judiciaire et a interjeté appel de la décision finale auprès de la Cour suprême du Belize le 25 juillet 2008. A la fin du deuxième trimestre, l'actif de Belize Electricity représentait environ 2 % du total de l'actif de Fortis.
Les résultats du deuxième trimestre comprennent aussi une charge non récurrente d'environ 2 millions $ à FortisOntario ayant trait au remboursement de montants relatifs à une convention d'interconnexion reçus au cours du quatrième trimestre de 2007.
En excluant les éléments non récurrents pour Belize Electricity et FortisOntario, le bénéfice pour le deuxième trimestre a totalisé 44 millions $, ou 0,28 $ par action ordinaire, en regard de 41 millions $, ou 0,31 $ par action ordinaire, pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice a profité de l'incidence favorable de la contribution au bénéfice des sociétés Terasen Gas pour un trimestre complet, d'un bénéfice plus élevé à Newfoundland Power lié à une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, de l'augmentation de la production hydroélectrique non réglementée et du rendement accru de Fortis Properties. Ces éléments ont été en partie contrebalancés par un bénéfice en recul à FortisAlberta soumis à des impôts sur les bénéfices des sociétés plus importants, et à des frais financiers du siège social plus élevés liés à l'acquisition de Terasen.
"Les sociétés Terasen Gas ont contribué au bénéfice à hauteur de 120 millions $ depuis leur acquisition il y a presque 15 mois et sont maintenant presque entièrement intégrées dans le groupe de sociétés Fortis ", a indiqué Stan Marshall, président et chef de la direction générale de Fortis.
Pour le deuxième trimestre, les sociétés Terasen Gas ont contribué au bénéfice à hauteur de 12 millions $, en hausse de 11 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Toutefois, les contributions de l'exercice précédent n'ont commencé que le 17 mai 2007, date de l'acquisition. Sur la base d'un trimestre complet, le bénéfice des sociétés Terasen Gas a été comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. En août 2008, Terasen a réglé certaines questions fiscales antérieures et, par conséquent, devrait comptabiliser un ajout au bénéfice d'environ 7,5 millions $ au troisième trimestre de 2008.
En excluant l'élément non récurrent de FortisOntario, le bénéfice des services publics réglementés d'électricité au Canada s'est établi à 28 millions $ pour le deuxième trimestre, comparativement à 33 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le recul du bénéfice découle principalement d'une hausse de 7,5 millions $ de la charge d'impôts futurs à FortisAlberta attribuable aux comptes de report approuvés par les organismes de réglementation et du calendrier de leur recouvrement. FortisAlberta devrait comptabiliser un recouvrement d'impôts futurs lorsque les comptes de report seront perçus. L'incidence favorable de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée de Newfoundland Power a en partie contrebalancé la baisse susmentionnée, cette variation ayant fait progresser le bénéfice d'environ 2,5 millions $ pour le deuxième trimestre de 2008. Le bénéfice annuel de Newfoundland Power ne devrait pas être touché par la variation de la répartition du bénéfice trimestriel; cependant, le bénéfice devrait connaître une baisse au premier et au quatrième trimestres et une hausse au deuxième et au troisième trimestres, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.
En excluant l'élément non récurrent de Belize Electricity, le bénéfice des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes s'est établi à 8 millions $ pour le deuxième trimestre, soit un niveau comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence favorable de la croissance des ventes d'électricité et une modification de la méthode de calcul des coûts du combustible en vertu de la nouvelle licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities ont été en grande partie contrebalancées par la hausse des charges d'exploitation, l'augmentation de la dotation aux amortissements et la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities avec prise d'effet le 1er janvier 2008. A compter du 1er juin 2009, Caribbean Utilities aura le droit d'ajuster les tarifs de base de l'électricité au moyen d'une formule tenant compte de l'inflation.
Depuis le début de l'exercice, Fortis et ses entreprises de services publics ont mobilisé des capitaux de près de 900 millions $ par l'émission de titres privilégiés et de titres d'emprunt de 30 ans, y compris l'émission d'actions privilégiées de premier rang à 5,25 % d'un capital de 230 millions $ à Fortis Inc., de débentures à 5,80 % d'un capital de 250 millions $ à Terasen Gas Inc., de débentures à 6,05 % d'un capital de 250 millions $ à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc., de débentures à 5,85 % d'un capital de 100 millions $ à FortisAlberta et d'obligations à 6,05 % d'un capital de 60 millions $ à Maritime Electric.
En juin 2008, Caribbean Utilities a annoncé un placement de droits destiné aux actionnaires inscrits en date du 14 juillet 2008. Le produit net estimatif d'environ 28 millions $ US sera affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations. La clôture du placement de droits aura lieu le 15 août 2008.
Les activités non réglementées de Fortis Generation ont contribué un bénéfice de 7 millions $ pour le deuxième trimestre, en hausse de 2 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats ont reflété la production hydroélectrique accrue dans le centre de Terre-Neuve en raison de précipitations plus abondantes.
Fortis Properties a contribué un bénéfice de 7 millions $ pour le deuxième trimestre, soit une progression de 1 million $ comparativement au trimestre correspondant de 2007. L'augmentation a reflété la contribution du Delta Regina en Saskatchewan, acquis le 1er août 2007, et le rendement accru des activités hôtelières de la société dans le Canada atlantique.
Les charges du siège social et autres se sont établies à 18 millions $ pour le deuxième trimestre, par rapport à 12 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation des charges du siège social et autres a principalement découlé de frais financiers liés à l'acquisition de Terasen pour un trimestre complet comparativement à un trimestre partiel à l'exercice précédent.
Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont établis à 244 millions $ pour le deuxième trimestre de 2008, en hausse par rapport à 68 millions $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation ont été de 432 millions $ depuis le début de l'exercice, en hausse par rapport à 162 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Cette amélioration reflète le caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas et leur contribution pour la totalité du deuxième trimestre et depuis le début de l'exercice 2008 par rapport à un deuxième trimestre partiel à l'exercice précédent.
Les dépenses en immobilisations consolidées, déduction faite des apports des clients, ont totalisé 389 millions $ pour le premier semestre de 2008 et devraient excéder 900 millions $ pour l'exercice. La quasi-totalité du programme de dépenses en immobilisations consolidées est répartie entre les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et les activités de services publics d'électricité réglementés et non réglementés dans les Caraïbes. Au cours du trimestre, Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. a entamé la construction de son installation de stockage de gaz naturel liquéfié de 200 millions $.
"Fortis est un bâtisseur d'infrastructures énergétiques de premier plan au Canada. Le programme consolidé de dépenses en immobilisations de la Société devrait dépasser 4,5 milliards $ pour les cinq prochains exercices et devrait être un levier de croissance du bénéfice", a conclu M. Marshall.
Rapport de gestion intermédiaire
Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008
En date du 8 août 2008
L'analyse ci-dessous doit être lue avec les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") et les notes y afférentes pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 et avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 inclus dans le rapport annuel de 2007 de la Société. Ce rapport a été préparé conformément au Règlement 51-102 sur les obligations d'information continue relativement au rapport de gestion. L'information financière présentée dans le présent communiqué de presse a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") et est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.
Fortis inclut dans le rapport de gestion des énoncés prospectifs au sens accordé par les lois sur les valeurs mobilières applicables du Canada ("énoncés prospectifs"). Les énoncés prospectifs reflètent les attentes de la direction à l'égard de la croissance future, des résultats d'exploitation, du rendement, des perspectives et des occasions d'affaires de la Société et peuvent ne pas convenir à d'autres circonstances. Tous les énoncés prospectifs sont formulés sous réserve des dispositions d'exonération des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Les termes "anticiper", "croire", "estimer", "s'attendre à", "prévoir", "avoir l'intention de", "planifier", "projeter", "calendrier" et autres expressions semblables ainsi que l'utilisation du conditionnel et du futur ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs, bien que l'ensemble des énoncés prospectifs ne comporte pas ces termes. Les énoncés prospectifs reflètent les opinions actuelles de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose actuellement la direction de la Société. Les énoncés prospectifs du rapport de gestion comprennent, sans s'y restreindre, des déclarations relatives au fait que le capital requis au titre du programme consolidé de dépenses en immobilisations et du financement des acquisitions devrait provenir d'une combinaison d'emprunts en vertu des facilités de crédit et de l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de titres de créance à long terme; au fait que la Société et ses filiales ne prévoient pas éprouver de difficulté à avoir accès au capital requis à des conditions de marché raisonnables; au fait que la Société a prévu des dépenses en immobilisations brutes consolidées pour 2008 et pour les cinq prochains exercices et au fait que la Société est d'avis que son programme d'immobilisations devrait entraîner une croissance du bénéfice.
Les prévisions et les projections composant les informations prospectives reposent sur des hypothèses qui comprennent, sans s'y restreindre : la réception des approbations réglementaires nécessaires et des ordonnances tarifaires demandées; l'absence de perturbations de service ou de passifs environnementaux importants attribuables à un sinistre ou à un bouleversement de l'environnement dû à des conditions météorologiques difficiles, d'autres phénomènes naturels ou des événements majeurs; la capacité de la Société à entretenir ses réseaux de gaz et d'électricité afin d'assurer leur rendement continu; la concurrence des prix du gaz naturel par rapport à ceux de l'électricité et d'autres sources d'énergie alternatives; la disponibilité de l'approvisionnement en gaz naturel; une conjoncture économique favorable; le niveau des taux d'intérêt; la capacité de couvrir certains risques; l'accès au capital; le maintien de couvertures d'assurance adéquates; la capacité d'obtenir des licences et des permis; le niveau des prix de l'énergie; la conservation des territoires desservis existants; les relations de travail favorables; et des ressources humaines suffisantes pour offrir un service adéquat et mettre en oeuvre le programme d'immobilisations. Les informations prospectives sont assujetties à des risques, incertitudes et autres facteurs pouvant altérer considérablement les résultats réels par rapport aux résultats historiques ou aux résultats prévus selon les informations prospectives. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou événements s'écartent de nos prévisions actuelles comprennent, sans s'y restreindre : la réglementation; les risques liés à l'exploitation et à l'entretien; les prix du gaz naturel et l'approvisionnement en gaz naturel; la conjoncture économique; les conditions météorologiques et le caractère saisonnier; les taux d'intérêt; les changements dans les lois fiscales; les instruments financiers dérivés et les couvertures; les risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc.; les ressources en capital; l'environnement; les assurances; les licences et les permis; les prix de l'énergie et la cessation du Niagara Exchange Agreement; la perte d'un territoire de service; les terres des Premières nations; les risques de contreparties; les relations de travail; les ressources humaines; le risque d'illiquidité. Pour des renseignements additionnels à l'égard de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés de temps à autre auprès des organismes de réglementation canadiens en valeurs mobilières, y compris les facteurs décrits à la rubrique "Gestion du risque d'affaires" du rapport de gestion pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007.
L'ensemble des énoncés prospectifs du rapport de gestion est visé par ces mises en garde et, à moins que la loi l'exige, la Société décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser toute information prospective, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement après la date des présentes.
APERCU DE LA SOCIETE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS
Fortis, la plus importante société de services publics de distribution du Canada détenue par des investisseurs, sert près de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Fortis détient notamment une entreprise de services publics réglementés de gaz naturel en Colombie-Britannique et des actifs de services publics réglementés d'électricité, répartis dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes. Elle possède par ailleurs des actifs de production non réglementés un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. En 2007, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe en électricité combinée d'environ 5 700 mégawatts ("MW"), et ses réseaux de distribution de gaz ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 360 térajoules ("TJ"). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008.
Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution de gaz et d'électricité solides, la livraison sécuritaire et fiable de gaz et d'électricité à la clientèle à des tarifs raisonnables, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les principales activités de services publics de la Société sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon des exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs.
Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris le bénéfice par secteur isolable, pour les deuxièmes trimestres et les semestres terminés les 30 juin 2008 et 2007 sont présentés dans le tableau suivant.
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $, sauf le
résultat par action
ordinaire et le nombre
d'actions ordinaires
en circulation) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 848 566 282 1 994 1 049 945
Flux de trésorerie
d'exploitation 244 68 176 432 162 270
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 29 41 (12) 120 83 37
Résultat de base
par action
ordinaire ($) 0,19 0,31 (0,12) 0,77 0,69 0,08
Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,18 0,27 (0,09) 0,75 0,61 0,14
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(en millions) 157,0 131,1 25,9 156,8 120,2 36,6
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net sectoriel
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés de gaz
au Canada
Sociétés
Terasen Gas (1) 12 1 11 70 1 69
Services publics
réglementés
d'électricité au
Canada
FortisAlberta 7 15 (8) 18 27 (9)
FortisBC(2) 7 6 1 19 18 1
Newfoundland Power 10 8 2 16 19 (3)
Autres services
au Canada(3) 2 4 (2) 6 8 (2)
--------------------------------------------------------------------------
26 33 (7) 59 72 (13)
Services publics
réglementés
d'électricité dans
les Caraïbes(4) (5) 8 (13) 2 12 (10)
Activités non
réglementées - Fortis
Generation(5) 7 5 2 13 12 1
Activités non
réglementées - Fortis
Properties(6) 7 6 1 10 8 2
Siège social
et autres(7) (18) (12) (6) (34) (22) (12)
Bénéfice net
attribuable aux
actions ordinaires 29 41 (12) 120 83 37
--------------------------------------------------------------------------
(1) Formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), de Terasen Gas (Vancouver Island)
Inc. (" TGVI ") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"). Les
résultats financiers sont présentés pour la période à compter de la
date d'acquisition, soit le 17 mai 2007.
(2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales
hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le
réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire.
Exclut les activités de production non réglementées de la société en
commandite en propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power
Partnership.
(3) Comprend Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario est
composée de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée et de
Cornwall Electric.
(4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean
Utilities sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle
Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ
54 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and Caicos.
L'exercice de Caribbean Utilities se termine le 30 avril; par
conséquent, les états financiers de Caribbean Utilities sont
consolidés dans les états financiers de Fortis avec un décalage
de deux mois.
(5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York, dont
la capacité de production combinée, principalement hydroélectrique,
s'élève à 195 MW.
(6) Comprend 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit
provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés
d'immeubles commerciaux, principalement dans le Canada atlantique.
(7) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis et,
à compter du 17 mai 2007, les charges nettes des activités non
réglementées du siège social de Terasen Inc. ("Terasen"), les
résultats financiers de la participation de 30 % de Terasen dans
CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP") et ceux de la filiale
en propriété exclusive non réglementée de Terasen, Terasen
Energy Services Inc. ("TES").
RESULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA
Sociétés Terasen Gas
Sociétés Terasen Gas(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Volumes de gaz (TJ) 45 324 17 744 27 580 123 508 17 744 105 764
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 390 130 260 1 025 130 895
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 256 73 183 693 73 620
Charges d'exploitation 62 28 34 123 28 95
Amortissement 25 12 13 49 12 37
Frais financiers 30 15 15 63 15 48
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 5 1 4 27 1 26
Bénéfice 12 1 11 70 1 69
--------------------------------------------------------------------------
(1) Les résultats financiers sont présentés à compter de la date
d'acquisition, soit le 17 mai 2007.
Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de Terasen. Terasen est le propriétaire et l'exploitant d'une entreprise de distribution de gaz exercée par TGI, TGVI et TGWI, collectivement appelées les sociétés Terasen Gas, et est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique.
Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas se sont établis à 45 324 TJ au cours du deuxième trimestre de 2008, en hausse de 846 TJ, ou 1,9 %, par rapport aux 44 478 TJ atteints par les sociétés Terasen Gas pour le trimestre complet de l'exercice précédent. Depuis le début de l'exercice, les volumes de gaz ont été de 123 508 TJ, en hausse de 3 080 TJ, ou 2,6 %, par rapport aux 120 428 TJ atteints par les sociétés Terasen Gas pour le semestre entier de l'exercice précédent. Les augmentations ont découlé de la hausse de la consommation en raison de températures plus basses que celles enregistrées au cours des périodes correspondantes de l'exercice précédent.
La variation des niveaux de consommation et des coûts de l'approvisionnement énergétique par rapport aux niveaux prévus aux fins de l'établissement des tarifs de distribution du gaz n'a pas une incidence importante sur le bénéfice en raison des mécanismes de report réglementaire approuvés par la British Columbia Utilities Commission ("BCUC").
Au cours du deuxième trimestre de 2008, le nombre des nouveaux clients, montant net, pour TGI et TGVI a totalisé 845, portant à environ 921 970 le nombre total de clients au 30 juin 2008. Depuis le début de l'exercice 2008, le nombre de nouveaux clients, montant net, a totalisé 3 339, soit un nombre inférieur aux 4 199 nouveaux clients pour la période correspondante de l'exercice précédent, mais conforme aux attentes. La conjoncture économique et l'activité du marché de l'habitation en Colombie-Britannique ont encore été favorables à la croissance de la clientèle dans la région.
Produits : Les sociétés Terasen Gas ont contribué aux produits pendant un trimestre et un semestre complets à hauteur d'environ respectivement 390 millions $ et 1,0 milliard $, comparativement à des produits de 130 millions $ pour un deuxième trimestre partiel à l'exercice précédent. Les facteurs ayant eu une incidence favorable sur les produits au cours du deuxième trimestre et du premier semestre de 2008 comprennent ce qui suit : i) consommation accrue de la clientèle en raison de températures plus basses; ii) hausse des coûts du gaz facturés à la clientèle; et iii) augmentation des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, jumelée à une hausse du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé pour TGI et TGVI atteignant respectivement 8,62 % et 9,32 %, contre respectivement 8,37 % et 9,07 %.
Bénéfice : Les sociétés Terasen Gas ont contribué au bénéfice pendant un trimestre et un semestre complets à hauteur de respectivement 12 millions $ et 70 millions $, comparativement à un bénéfice de 1 million $ pour un deuxième trimestre partiel à l'exercice précédent. Le caractère saisonnier a une incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas, puisqu'une part importante du gaz distribué sert au chauffage. Les sociétés Terasen Gas réalisent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours des premier et quatrième trimestres. Les facteurs importants ayant eu une incidence favorable sur le bénéfice au cours du deuxième trimestre et du premier semestre de 2008 comprennent la hausse du RCP autorisé, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, et la baisse des taux effectifs des impôts sur les bénéfices des sociétés, en partie contrebalancées par l'augmentation de la dotation aux amortissements, jumelée à des investissements continus dans les immobilisations, et des frais financiers plus importants reflétant la hausse des taux d'emprunt et des emprunts sur les facilités de crédit.
Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant aux sociétés Terasen Gas, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA
FortisAlberta
FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'électricité (GWh) 3 768 3 650 118 7 906 7 595 311
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 75 68 7 148 132 16
Charges d'exploitation 32 30 2 65 59 6
Amortissement 21 19 2 41 37 4
Frais financiers 11 9 2 20 18 2
Impôts sur les bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 4 (5) 9 4 (9) 13
Bénéfice 7 15 (8) 18 27 (9)
--------------------------------------------------------------------------
Livraisons d'électricité : Les livraisons d'électricité de FortisAlberta ont augmenté de 118 gigawattheures ("GWh"), ou 3,2 %, pour le trimestre, et de 311 GWh, ou 4,1 %, pour le semestre en comparaison des périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations ont découlé de la demande accrue en électricité attribuable à la croissance de la clientèle. FortisAlberta a gagné environ 5 500 nouveaux clients au cours du premier semestre de 2008, portant le nombre de ses clients à 453 500.
Produits : Les produits ont progressé de 7 millions $ pour le trimestre, et de 16 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations découlent principalement de la croissance de la clientèle, d'une hausse de 6,8 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, et de l'incidence accumulée, en date du 1er janvier 2008, de la hausse du RCP autorisé pour 2008, qui est passé de 8,51 % à 8,75 %, sur le recouvrement à même les tarifs futurs imposés à la clientèle.
Bénéfice : Le bénéfice de FortisAlberta a été de 8 millions $ moins élevé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des impôts sur les bénéfices des sociétés, principalement liée au compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), approuvé par l'organisme de réglementation, et au calendrier des recouvrements. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'incidence de la croissance de la clientèle, de la hausse des tarifs de distribution imposés à la clientèle et de l'augmentation du RCP autorisé a été en partie contrebalancée par : i) l'augmentation des charges d'exploitation en raison de la hausse des coûts de main-d'oeuvre en sous-traitance et de la hausse des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux résultant de l'augmentation des salaires et du nombre d'employés, en partie contrebalancées par une baisse des charges générales d'exploitation; ii) la montée des coûts d'amortissement liés aux investissements continus dans les immobilisations et aux taux d'amortissement plus élevés prévus par l'Accord de règlement négocié pour 2008/2009; et iii) l'augmentation des frais financiers en raison du niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.
Depuis le début de l'exercice, le bénéfice a été moins élevé de 9 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de la hausse des impôts sur les bénéfices des sociétés pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre. De plus, l'incidence : i) de l'augmentation des charges d'exploitation du fait de la hausse des coûts de main-d'oeuvre en sous-traitance, de la hausse des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux résultant de l'augmentation des salaires et du nombre d'employés, ainsi que des charges générales d'exploitation; et ii) de la montée des coûts d'amortissement et des frais financiers pour les raisons décrites plus haut pour le trimestre a été plus que contrebalancée par l'incidence de la croissance de la clientèle, de la hausse des tarifs de distribution imposés à la clientèle et de l'augmentation du RCP autorisé.
FortisAlberta prélève les impôts sur les bénéfices auprès de la clientèle et les comptabilise selon la méthode des impôts exigibles, comme il a été approuvé par son organisme de réglementation, à l'exception de certains comptes de report approuvés par l'organisme de réglementation, à l'égard desquels les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode du report variable. FortisAlberta ne prévoit pas encourir d'impôts sur les bénéfices à payer en 2008. Pour le deuxième trimestre et depuis le début de l'exercice 2008, la charge d'impôts futurs sur les bénéfices des sociétés de 4 millions $ était principalement liée à une augmentation du solde des charges reportées de l'AESO. Toutefois, pour le deuxième trimestre et le premier semestre de l'exercice 2007, des recouvrements d'impôts futurs de respectivement 3,5 millions $ et 7 millions $ avaient été comptabilisés, principalement en raison d'une réduction du solde des charges reportées de l'AESO. Le compte de report des charges de l'AESO de FortisAlberta absorbe les écarts entre les montants facturés par l'AESO à FortisAlberta au titre des tarifs de transport, et les montants recouvrés auprès de la clientèle de FortisAlberta par l'intermédiaire de la composante du tarif de transport des tarifs de base. Sous réserve d'une approbation réglementaire, les montants chargés par l'AESO qui excèdent les montants recouvrés auprès de la clientèle sont reportés à titre d'actif réglementaire pour recouvrement futur auprès de la clientèle, et les montants recouvrés auprès de la clientèle qui excèdent les montants chargés sont reportés à titre de passif réglementaire pour remboursement futur à la clientèle.
Habituellement, il y a un délai de deux ans entre le report des montants du compte de report des charges de l'AESO et le moment où ils sont recouvrés auprès de la clientèle, ou remboursés à celle-ci, par l'intermédiaire des tarifs. En 2007, le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2005 a été recouvré à même les tarifs imposés à la clientèle. En outre, FortisAlberta a reçu l'approbation réglementaire permettant la vente des sommes figurant dans le compte de report des charges de l'AESO annuel. En septembre et en décembre 2007, le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2006 de 28 millions $ et le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2007 d'environ 37 millions $ ont été vendus à une banque à charte canadienne et le produit de cette vente a été constaté en 2007. A ce jour, FortisAlberta n'a pas conclu d'opération de vente de son solde de charges reportées de l'AESO à recevoir de 2008.
Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisAlberta, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
FortisBC
FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 673 670 3 1 548 1 549 (1)
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 53 52 1 119 115 4
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 12 13 (1) 33 33 -
Charges d'exploitation 17 17 - 33 33 -
Amortissement 8 8 - 17 16 1
Frais financiers 7 6 1 14 12 2
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 2 - 3 3 -
Bénéfice 7 6 1 19 18 1
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont été comparables, au cours du trimestre et du semestre, à celles des périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les ventes d'électricité du premier semestre de 2008 ont subi l'incidence de la réduction des charges des clients industriels, attribuable à un ralentissement généralisé du secteur forestier, en grande partie contrebalancée par la croissance de la clientèle résidentielle, des services généraux et de gros, principalement dans la région de l'Okanagan.
Produits : Les produits ont progressé de 1 million $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les produits ont augmenté principalement en raison : i) d'une augmentation de 2,9 % des tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence d'une hausse du RCP autorisé de 2008 qui est passé de 8,77 % à 9,02 %; et ii) d'une augmentation de 0,8 % des tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er mai 2008, en raison du transfert à la clientèle des coûts de l'électricité achetée auprès de BC Hydro. La hausse a été en partie contrebalancée par une contribution moins élevée aux produits par les services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion.
Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a été plus élevé de 1 million $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation de 2,9 % des tarifs d'électricité et de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, entraînées par la diminution des prix moyens de l'électricité achetée, et de l'encaissement du produit d'une assurance de 0,6 million $ liée à la défaillance d'une turbine en 2006, a été en partie contrebalancée par la hausse des frais financiers, entraînée par l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.
Le bénéfice a augmenté de 1 million $ pour le semestre comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de l'augmentation de 2,9 % des tarifs d'électricité a été en partie contrebalancée par une augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers, entraînée par l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.
Les charges d'exploitation ont été comparables à celles du trimestre de l'exercice précédent et à celles du premier semestre de l'exercice précédent. L'incidence du calendrier, en 2008, de certains projets d'exploitation et d'entretien, jumelée à l'augmentation des coûts de la main-d'oeuvre et aux hausses inflationnistes générales, a été en grande partie contrebalancée par les charges d'exploitation moins élevées liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion. Depuis le début de l'exercice, les coûts de l'approvisionnement énergétique ont été comparables à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. La proportion plus importante d'électricité produite par les centrales hydroélectriques appartenant à la société par rapport à l'électricité achetée au cours de la période, comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, jumelée à l'encaissement du produit d'une assurance et des ventes d'électricité moins importantes, a été contrebalancée par la hausse des prix moyens de l'électricité achetée.
Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisBC, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
Newfoundland Power
Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 1 183 1 172 11 2 899 2 835 64
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 120 115 5 284 269 15
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 70 74 (4) 192 180 12
Charges d'exploitation 13 13 - 27 27 -
Amortissement 12 9 3 22 19 3
Frais financiers 9 8 1 17 16 1
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 6 3 3 10 8 2
Bénéfice 10 8 2 16 19 (3)
--------------------------------------------------------------------------
Ventes d'électricité : A Newfoundland Power, les ventes d'électricité ont augmenté de 11 GWh par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, par suite de la croissance de la clientèle, et cette augmentation a été en partie contrebalancée par une consommation moyenne moins importante. Les ventes d'électricité ont augmenté de 64 GWh, ou 2,3 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de l'incidence cumulée de la croissance de la clientèle et de la hausse de la consommation moyenne.
Produits : Les produits ont progressé de 5 millions $ pour le trimestre, et de 15 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression a découlé de la hausse des ventes d'électricité et d'une augmentation moyenne des tarifs imposés à la clientèle de 2,8 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence de l'augmentation du RCP autorisé de 2008 qui est passé de 8,60 % à 8,95 %. La hausse des produits reflète aussi l'augmentation de l'amortissement des passifs réglementaires conformément aux ordonnances prescrites par les organismes de réglementation.
Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power s'est établi à 2 millions $ de plus qu'au trimestre correspondant de 2007, compte tenu de la variation trimestrielle de la répartition de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait progresser le bénéfice d'environ 2,5 millions $ au cours du deuxième trimestre de 2008. Selon la structure tarifaire réglementée, la charge annuelle d'électricité achetée par kilowattheure (" kWh ") est plus élevée en hiver et moins élevée en été. En 2007, Newfoundland Power a estimé et comptabilisé la charge mensuelle d'électricité achetée selon le coût annuel moyen par kWh prévu. Les écarts entre la charge mensuelle d'électricité achetée estimative et les coûts fondés sur le coût réel par kWh ont été rajustés à l'aide d'une réserve réglementaire dont l'utilisation a été supprimée avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La charge mensuelle d'électricité achetée est désormais comptabilisée au coût réel par kWh. En raison de cette modification, le bénéfice de 2008 devrait être moins élevé pour les premier et quatrième trimestres, et plus élevé pour les deuxième et troisième trimestres en regard des périodes correspondantes de 2007. La variation du bénéfice trimestriel n'aura pas d'effet sur le bénéfice annuel.
En excluant la variation favorable de 2,5 millions $ du bénéfice trimestriel, comme il est décrit plus haut, le bénéfice s'est établi à 7,5 millions $ pour le trimestre, soit un peu en deçà des 8 millions $ comptabilisés au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Des écarts temporaires liés aux charges d'exploitation et le rajustement des tarifs imposés à la clientèle ont été en partie contrebalancés par l'augmentation de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle.
Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 3 millions $ moins élevé depuis le début de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant la variation trimestrielle de la répartition de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait reculer le bénéfice depuis le début de l'exercice d'environ 3,5 millions $. En excluant la variation défavorable de 3,5 millions $ du bénéfice, le bénéfice depuis le début de l'exercice s'est établi à environ 19,5 millions $, et dépasse légèrement les 19 millions $ comptabilisés pour la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation découle principalement de la hausse de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle ainsi que des écarts temporaires connexes liés au rajustement des tarifs imposés à la clientèle, de même que de la hausse des ventes d'électricité, en partie contrebalancées par des écarts temporaires liés aux charges d'exploitation.
Les coûts d'amortissement sont répartis trimestriellement en fonction de la marge brute. Les coûts d'amortissement ont augmenté au cours de 2008, du fait du recouvrement approuvé par l'organisme de réglementation de coûts d'amortissement antérieurement reportés à même les tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. Les impôts sur les bénéfices des sociétés ont été plus élevés pour le trimestre et le semestre par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent étant donné la baisse des déductions aux fins fiscales comparativement aux déductions aux fins comptables.
Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Newfoundland Power, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
Autres services publics d'électricité au Canada
Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 508 516 (8) 1 107 1 118 (11)
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 61 65 (4) 131 135 (4)
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 40 43 (3) 89 91 (2)
Charges d'exploitation 7 7 - 14 14 -
Amortissement 5 4 1 9 8 1
Frais financiers 5 5 - 9 9 -
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 2 - 4 5 (1)
Bénéfice 2 4 (2) 6 8 (2)
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.
Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont affiché un recul de 8 GWh, ou 1,6 %, au cours du trimestre et de 11 GWh, ou 1,0 %, depuis le début de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ce recul est attribuable à une consommation moyenne moins élevée, en partie en raison de températures supérieures à la normale, à l'incidence de l'arrêt temporaire des activités d'un client industriel en Ontario et à une mise hors service pour entretien non planifié par un important client de Maritime Electric.
Produits : Les produits ont diminué de 4 millions $ pour le trimestre et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les produits ont diminué d'environ 3 millions $ en raison du remboursement, au cours du deuxième trimestre de 2008, d'un remboursement que FortisOntario avait reçu au cours du quatrième trimestre de 2007. En avril 2008, la US Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") a émis une ordonnance établissant que le remboursement unique d'environ 3 millions $ (2 millions $ après impôts) fait à FortisOntario en décembre 2007 par Niagara Mohawk Power Corporation ("NIMO"), dans le cadre des ententes d'interconnexion pour le transport transfrontalier, n'aurait pas dû être ordonné à l'origine puisque la FERC n'a pas d'autorité sur les ententes d'interconnexion en question et n'avait, par conséquent, pas d'autorité pour ordonner le remboursement. En mai 2008, FortisOntario a rendu les montants remboursés à NIMO.
Les produits ont aussi baissé puisque les tarifs imposés à la clientèle de FortisOntario relativement au transfert à la clientèle de coûts de l'approvisionnement énergétique ont été diminués et que les ventes d'électricité ont reculé. La baisse a été en partie contrebalancée par l'incidence d'une augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de base de distribution de l'électricité à FortisOntario, avec prise d'effet le 1er mai 2008, et d'une augmentation de 1,8 % des tarifs de base de l'électricité à Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2008.
Bénéfice : Le bénéfice a été moins élevé de 2 millions $ pour le trimestre et depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. En excluant le remboursement rendu de 2 millions $ après impôts non récurrent par FortisOntario décrit plus haut, le bénéfice a été comparable, reflétant des conditions d'exploitation stables.
En août 2008, FortisOntario et Grimsby Power Inc. ont signé une lettre d'intention non exécutoire visant l'acquisition, par FortisOntario, d'une participation sans contrôle de 10 % dans les activités de distribution d'électricité de Grimsby Power Inc. pour une contrepartie au comptant d'environ 1,1 million $, majorée de services de migration du système d'information sur la clientèle de Grimsby Power Inc. vers le système SAP de FortisOntario. Grimsby Power Inc. sert environ 10 000 clients au sein d'un territoire de service situé tout près des installations de FortisOntario à Fort Erie. L'opération a été structurée de manière à utiliser l'exonération de taxe de transfert existante qui vient à échéance en octobre 2008. L'opération est conditionnelle à la finalisation des contrôles préalables, à l'aboutissement des négociations, à l'approbation du conseil d'administration, à la signature de la documentation finale et à l'obtention des approbations réglementaires.
Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Maritime Electric et à FortisOntario, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES
Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(2) 1,01 1,10 (0,09) 1,01 1,13 (0,12)
Ventes
d'électricité (GWh) 276 258 18 534 499 35
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 78 74 4 153 151 2
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 64(3) 41 23 104(3) 85 19
Charges d'exploitation 12 11 1 23 28(4) (5)
Amortissement 8 7 1 15 14 1
Frais financiers 2 3 (1) 7 7 -
Impôts sur les
bénéfices des sociétés (1) 1 (2) - 1 (1)
Part des actionnaires
sans contrôle (2) 3 (5) 2 4 (2)
(Perte) bénéfice (5) 8 (13) 2 12 (10)
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks
and Caicos.
(2) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change comparé au
dollar américain s'établit à 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. La monnaie
de présentation des états financiers de Caribbean Utilities et de
Fortis Turks and Caicos est le dollar américain. Le dollar des îles
Caïmans ($ CI), comparé au dollar américain, s'établit à 1,00 $ CI
pour 1,20 $ US.
(3) Pour le deuxième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement
énergétique comprennent une charge de 18 millions $ (36 millions $
BZ) en raison d'une décision tarifaire réglementaire rendue par la
Public Utilities Commission ("PUC") au Belize en juin 2008.
(4) Les charges d'exploitation du premier trimestre de 2007 englobaient
une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la cession
de turbines à vapeur de Caribbean Utilities.
Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont augmenté de 18 GWh, ou 7 %, pour le trimestre et de 35 GWh, ou 7,0 %, pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette augmentation provient principalement de l'accroissement de la demande attribuable à la croissance de la clientèle. L'augmentation des ventes d'électricité devrait demeurer forte au cours du deuxième semestre de 2008. Caribbean Utilities prévoit que la croissance de ses ventes pour son exercice se terminant le 30 avril 2009 atteindra environ 5 %, soit un peu moins que la croissance affichée pour son exercice précédent, et reflétera ainsi l'incidence des tendances à la baisse du secteur de la construction et de l'effet prévu sur le secteur du tourisme du ralentissement actuel de l'économie américaine.
Produits : Les produits ont augmenté de 4 millions $ pour le trimestre et de 2 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. En excluant l'incidence défavorable des taux de change au cours du deuxième trimestre et depuis le début de l'exercice, jumelée à la conversion des produits libellés en devises, conséquences du raffermissement du dollar canadien face au dollar américain par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, les produits ont augmenté de 11 millions $ pour le trimestre et de 21 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.
Si l'on exclut l'incidence du change, certains facteurs ont permis aux produits de monter, notamment la forte croissance des ventes d'électricité, le transfert de la totalité des coûts plus élevés du combustible et du pétrole aux clients de Caribbean Utilities, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société, et le transfert des coûts plus élevés du combustible et du période à Fortis Turks and Caicos. Les facteurs susmentionnés ont été en partie neutralisés par une réduction de 3,25 % des tarifs de base facturés aux clients et par l'élimination de la surcharge de Caribbean Utilities pour la récupération des coûts liés aux ouragans ("CRS"), avec prise d'effet le 1er janvier 2008, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société.
Bénéfice : La contribution au bénéfice a reculé de 13 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Toutefois, le bénéfice du deuxième trimestre de 2008 a baissé de 13 millions $ à hauteur de la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires à Belize Electricity. La charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) a découlé de la décision de la PUC à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. En excluant cette charge de 13 millions $, la contribution au bénéfice s'est établie à 8 millions $ pour le deuxième trimestre de 2008, soit un niveau comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent.
La contribution au bénéfice a été en baisse de 10 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La contribution au bénéfice depuis le début de l'exercice précédent s'est repliée d'environ 2 millions $ en raison d'une charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur à Caribbean Utilities. En excluant l'élément susmentionné et la charge de 13 millions $ liée à Belize Electricity, la contribution au bénéfice a augmenté de 1 million $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent.
En excluant les éléments non récurrents décrits plus haut pour 2008 et 2007 ainsi que l'incidence défavorable du change, la croissance des ventes d'électricité et l'incidence favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique de la variation des coûts reportés du combustible à Caribbean Utilities ont été en grande partie contrebalancées par la hausse des charges d'exploitation, l'augmentation de la dotation aux amortissements et la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities. La variation des coûts du combustible reportés s'explique par une modification à la base de calcul de ces coûts en vertu de la nouvelle licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities. En excluant l'incidence du change, les charges d'exploitation ont augmenté, surtout en raison des activités accrues liées à un environnement marqué par une forte croissance, du calendrier des activités d'entretien et de la hausse des provisions pour créances douteuses. L'augmentation de la dotation aux amortissements découle de l'investissement continu dans les immobilisations.
En avril 2008, Caribbean Utilities et le gouvernement des îles Caïmans ont conclu un accord relatif à une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution de 20 ans et à une nouvelle licence non exclusive de production de 21,5 ans. Conformément à la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs facturés aux clients seront fixés au moyen d'un taux de rendement cible initial de l'actif de la base tarifaire de 10 %, en baisse par rapport au rendement de 15 % autorisé prévu dans l'ancienne licence.
A la suite de l'attribution des nouvelles licences, Standard & Poor's ("S&P") a confirmé ses notes de solvabilité A à l'égard de la solvabilité à long terme et de la dette de premier rang non garantie de Caribbean Utilities et retiré la société de la surveillance de crédit sous laquelle elle l'avait placée.
En juin 2008, Caribbean Utilities a annoncé un placement de droits à l'intention des actionnaires inscrits en date du 14 juillet 2008. Le produit net estimatif d'environ 28 millions $ US sera affecté au remboursement des emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations. La clôture du placement de droits aura lieu le 15 août 2008.
Pour en savoir plus sur l'incidence des nouvelles licences ainsi que sur la nature de la réglementation et les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".
ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION
Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 312 274 38 600 565 35
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
Produits 22 18 4 41 39 2
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 2 2 - 4 4 -
Charges d'exploitation 4 4 - 8 8 -
Amortissement 3 2 1 5 5 -
Frais financiers 2 2 - 4 5 (1)
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 2 - 5 4 1
Part des actionnaires
sans contrôle 2 1 1 2 1 1
Bénéfice 7 5 2 13 12 1
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.
Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des activités non réglementées de Fortis Generation ont augmenté de 38 GWh, ou 13,9 %, pour le trimestre, et de 35 GWh, ou 6,2 %, pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations découlent principalement d'une production accrue dans la région centrale de Terre-Neuve au cours du deuxième trimestre de 2008 en raison de précipitations plus abondantes. A la fin de juillet 2008, le réservoir de la centrale de la Société dans la région centrale de Terre-Neuve se situait aux deux tiers environ de son niveau maximal d'approvisionnement en énergie, alors que le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal d'approvisionnement.
Produits : Les produits ont augmenté de 4 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à l'augmentation des produits sont les suivants : i) une production accrue; ii) une hausse des prix moyens de gros de l'électricité par mégawattheure ("MWh") en Ontario qui sont passés à 46,86 $ au cours du deuxième trimestre de 2008 comparativement à 42,93 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent; et iii) une augmentation des prix moyens de gros de l'électricité par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 80,89 $ US pour le deuxième trimestre de 2008 comparativement à 56,97 $ US pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'incidence défavorable du change à la conversion des produits libellés en devises, attribuable au raffermissement du dollar canadien comparativement au dollar américain par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.
Les produits ont monté de 2 millions $ depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à l'augmentation des produits comprennent la production accrue et la hausse des prix moyens de gros de l'électricité par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 76,90 $ US depuis le début de l'exercice 2008, comparativement à 56,92 $ US pour la période correspondante de l'exercice précédent. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'incidence défavorable du change.
Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 2 millions $ pour le trimestre et de 1 million $ depuis le début de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison de la production accrue et de la hausse des prix moyens de gros de l'électricité, en partie contrebalancées par l'incidence défavorable du change liée à la conversion des bénéfices libellés en devises.
ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES
Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 15 14 1 31 28 3
Produits tirés de
l'hôtellerie 39 33 6 68 59 9
Total des produits 54 47 7 99 87 12
Charges d'exploitation 35 29 6 66 57 9
Amortissement 3 3 - 7 6 1
Frais financiers 6 6 - 12 12 -
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés 3 3 - 4 4 -
Bénéfice 7 6 1 10 8 2
--------------------------------------------------------------------------
Produits : Les produits tirés de l'immobilier de Fortis Properties ont progressé de 1 million $ pour le trimestre et de 3 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les produits, qui ont progressé pour l'ensemble du portefeuille immobilier, ont aussi été particulièrement favorisés par les activités immobilières acquises dans le cadre de l'achat, le 1er août 2007, du Delta Regina. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,7 % au 30 juin 2008, en hausse par rapport à 96,0 % au 30 juin 2007.
Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 6 millions $ pour le trimestre et de 9 millions $ depuis le début de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant la contribution aux produits du Delta Regina et du meilleur rendement des activités hôtelières de la société dans le Canada atlantique.
Le 1er août 2007, Fortis Properties a fait l'acquisition du Delta Regina, en Saskatchewan, pour un montant d'environ 50 millions $, incluant les coûts d'acquisition. Le Delta Regina comprend 274 chambres d'hôtel, le Saskatchewan Trade and Convention Centre, un édifice de bureaux commercial de catégorie A d'une superficie de 52 000 pieds carrés et un stationnement intérieur.
Les produits par chambre disponible pour le deuxième trimestre se sont établis à 87,54 $ comparativement à 82,11 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent et à 77,68 $ depuis le début de l'exercice comparativement à 73,84 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Ces augmentations se rattachent principalement aux tarifs moyens plus élevés des chambres.
Bénéfice : Le bénéfice de Fortis Properties a augmenté de 1 million $ pour le trimestre et de 2 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations reflètent la contribution du Delta Regina et le meilleur rendement des activités hôtelières de la société dans le Canada atlantique.
SIEGE SOCIAL ET AUTRES
Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Produits 5 4 1 12 8 4
Charges d'exploitation 3 1 2 6 3 3
Amortissement 1 1 - 4 2 2
Frais financiers(2) 20 15 5 41 26 15
Recouvrement
d'impôts sur les
bénéfices des sociétés (4) (3) (1) (9) (4) (5)
Dividendes sur
actions privilégiées 3 2 1 4 3 1
Charges nettes du
secteur Siège social
et autres (18) (12) (6) (34) (22) (12)
--------------------------------------------------------------------------
(1) Comprennent les activités non réglementées du siège social de Terasen
et les résultats financiers de CWLP et de TES à partir du 17 mai 2007,
date de leur acquisition.
(2) Comprennent les dividendes sur des actions privilégiées classées
comme passif à long terme.
Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas précisément liés à un secteur isolable. Sont compris dans ce secteur des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen Inc., et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passif à long terme; les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres; d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation relatifs à Fortis et à Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales; les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés. Ce secteur inclut aussi les résultats financiers de CWLP. CWLP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWLP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception aux sociétés Terasen Gas et à plusieurs autres petites tierces parties. Les résultats financiers de CWLP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Bien qu'ils ne soient actuellement pas importants, les résultats de TES sont aussi présentés dans le secteur Siège social et autres. TES est une filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen. TES prévoit intensifier ses activités dans le domaine de la mise en valeur, de la construction, de la détention et de l'exploitation de systèmes d'échange géothermique novateurs, de réseaux de conduites et de systèmes de transfert énergétique aux fins d'assurer des sources d'énergie renouvelable. TES conclut des ententes avec des développeurs visant à fournir des systèmes énergétiques thermiques de rechange aux projets de développement résidentiel et commercial en Colombie-Britannique.
Produits : Les produits ont augmenté de 1 million $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations sont principalement attribuables à une contribution aux produits pour un trimestre et un semestre complets de CWLP, alors que la contribution aux produits pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent n'avait commencé que le 17 mai 2007, date d'acquisition de ces activités.
Charges nettes du siège social et autres : Les charges nettes du siège social et autres ont monté de 6 millions $ pour le trimestre et de 12 millions $ pour le semestre comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cette montée des charges reflète les frais financiers pour un trimestre et un semestre complets de Terasen, la dotation aux amortissements et les charges d'exploitation du siège social de Terasen et de CWLP, moins la contribution aux produits de CWLP. Pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent, ces éléments n'avaient été inclus dans les résultats du secteur Siège social et autres qu'à compter du 17 mai 2007, date d'acquisition de ces activités.
Au cours du deuxième trimestre, Fortis a émis 9,2 millions d'actions privilégiées rachetables de premier rang à taux d'intérêt fixe de 5,25 % rétabli sur cinq ans de série G (les "actions privilégiées de premier rang de série G"), pour un produit brut de 230 millions $. Une tranche importante du produit a été affectée au remboursement des montants à payer en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société. L'augmentation des dividendes sur actions privilégiées par rapport au trimestre et au semestre correspondants de l'exercice précédent s'explique par les dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série G.
FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION
Un sommaire de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à la Société est présenté dans le tableau suivant :
---------------------------------------------------------------------------
Nature de la réglementation
---------------------------------------------------------------------------
Rendements Caractéristiques
autorisés (%) de soutien
Capitaux ----------------------------------
propres Année témoin
attribuables future ou
aux actions historique
ordinaires utilisée pour
Service public Organisme de autorisés établir les
réglementé réglementation (%) 2006 2007 2008 tarifs
---------------------------------------------------------------------------
RCP Coût du service
------------------ /RCP
TGI BCUC 35 8,80 8,37 8,62 Mécanismes
d'ETR jusqu'en
2009 :
TGI : partage
à parts égales
du bénéfice
supérieur ou
inférieur au RCP
autorisé.
TGVI BCUC 40 9,50 9,07 9,32 TGVI : Retenue
de la totalité du
bénéfice provenant
des charges
d'exploitation et
d'entretien
moins élevées que
prévu, mais aucun
allègement à
l'égard de la
hausse des
charges
d'exploitation
et d'entretien.
Formule
d'ajustement
automatique du RCP
fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC BCUC 40 9,20 8,77 9,02 Coût du
service/RCP
Mécanisme d'ETR
jusqu'en 2008, avec
une option pour 2009
- partage à parts
égales du bénéfice
supérieur ou
inférieur au RCP
autorisé jusqu'à un
RCP égal à 200
points de base
de plus ou de
moins que le RCP
autorisé - excédent
dans un compte de
report.
Formule
d'ajustement
automatique du RCP
fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Alberta
Utilities
Commission Coût du
FortisAlberta ("AUC") 37 8,93 8,51 8,75 service/RCP
Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur le
rendement des
obligations à
long terme du
Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Newfoundland and
Labrador Board 9,24 8,60 8,95
of Commissioners +/- +/- +/-
of Public 50 50 50
Newfoundland Utilities points points points Coût du
Power ("PUB") 45 de base de base de base service/RCP
Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur le
rendement des
obligations à
long terme du
Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Island
Regulatory
and Appeals
Maritime Commission Coût du
Electric ("IRAC") 40 10,25 10,25 10,00 service/RCP
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
FortisOntario Commission 46,7 9,00 9,00 9,00
de l'énergie Canadian
de l'Ontario Niagara Power
("CEO") - Coût du service
(Canadian /RCP
Niagara
Power)
Cornwall
Electric
Contrat de - Prix plafond
concession avec transfert
(Cornwall du coût des
Electric) marchandises.
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
historique
---------------------------------------------------------------------------
RAB
PUC s.o. 10,00 10,00 10,00 Ententes de
- 15,00 - 15,00 quatre ans
à l'égard du
coût du
Belize service et
Electricity du RCP
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Electricity
Regulatory
Caribbean Authority 9,00 Coût du
Utilities ("ERA") s.o. 15,00 15,00 -11,00 service/ RCP
Mécanisme
d'ajustement
des plafonds
tarifaires en
fonction des
indices des
prix à la
consommation
publiés
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
historique
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks Les services s.o. 17,50 17,50 17,50
and Caicos publics
déposent des
documents
annuels auprès
de la
Commission Coût du
de l'énergie service/ RCP
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------
Principales décisions et demandes réglementaires
Service public réglementé: TGI; TGVI
Description sommaire :
- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, la BCUC a approuvé, en décembre 2007, divers tarifs pour TGI, y compris à l'égard du coût des activités médianes et des tarifs de livraison à la clientèle résidentielle dans plusieurs zones de desserte. La hausse du coût des activités médianes est transférée à la clientèle sans majoration. Les tarifs approuvés reflètent aussi l'incidence de la hausse du RCP autorisé pour 2008 à 8,62 %.
- Avec prise d'effet le 1er avril 2008 et le 1er juillet 2008, la BCUC a approuvé une augmentation des tarifs imposés à la clientèle pour le gaz naturel et le propane. Les coûts du gaz naturel et du propane sont transférés aux clients sans majoration. Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les prix du gaz naturel et du propane avec la BCUC afin d'assurer que les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les coûts d'achat du gaz et du propane.
- Le 1er avril 2008, l'organisme de réglementation a donné son approbation finale pour la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié de 1,5 milliard de pieds cubes sur l'île de Vancouver, pour un coût total estimatif s'établissant à environ 200 millions $.
Service public réglementé: FortisBC
Description sommaire :
- En décembre 2007, la BCUC a approuvé l'Accord de règlement négocié lié aux besoins de revenus pour 2008 qui s'est traduit par une augmentation des tarifs facturés aux clients de 2,9 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. L'augmentation des tarifs découle principalement du programme de dépenses en immobilisations de la société. Les tarifs de 2008 reflètent un RCP autorisé de 9,02 %.
- En avril 2008, la BCUC a approuvé une augmentation provisoire de 0,8 % des tarifs facturés aux clients de FortisBC, avec prise d'effet le 1er mai 2008, par suite de la récente hausse provisoire des tarifs de BC Hydro, qui s'est traduite par une augmentation de 5,06 % des coûts de FortisBC pour l'achat d'électricité auprès de BC Hydro.
- En juin 2008, FortisBC a déposé son plan de dépenses en immobilisations brutes d'environ 193 millions $ pour 2009 et 196 millions $ pour 2010. Une décision à l'égard de la demande est attendue au quatrième trimestre de 2008.
- FortisBC prévoit déposer une demande de besoins de revenus pour 2009 auprès de la BCUC au cours du quatrième trimestre de 2008.
Service public réglementé: FortisAlberta
Description sommaire :
- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, FortisAlberta est réglementée par l'AUC en raison de la scission de l'Alberta Energy and Utilities Board en deux organismes de réglementation distincts.
- En février 2008, l'Accord de règlement négocié portant sur les besoins de revenus pour 2008/2009 a été approuvé par l'organisme de réglementation, d'où les augmentations des tarifs de distribution de 6,8 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, et de 7,3 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009. L'Accord de règlement négocié approuvé comprend des prévisions de dépenses en immobilisations brutes d'environ 264 millions $ pour 2008 et de 296 millions $ pour 2009, affectées principalement à la croissance de la clientèle et à l'amélioration de la fiabilité du réseau. Les besoins de revenus de 2008 compris dans l'Accord de règlement négocié de 2008/2009 ont été établis en fonction du RCP de 2007 de 8,51 %. L'incidence de l'augmentation du RCP, qui est passé à 8,75 % pour 2008, est assujettie au traitement relatif au compte de report et, à ce titre, est constatée au fur et à mesure en 2008 et devrait être recouvrée à même les tarifs futurs imposés à la clientèle.
- En juin 2008, l'AUC a rendu une décision stipulant qu'il existait des preuves suffisantes rendant approprié qu'une révision du niveau de RCP, du mécanisme d'ajustement et de la structure du capital des sociétés de services publics ait lieu dans le cadre d'une instance générale. En juillet 2008, l'AUC a publié son avis de demande d'audience, un document provisoire d'établissement de la portée de l'instance et les exigences minimales de dépôt à l'égard de l'instance générale sur les coûts en capital de 2009. L'instance s'applique à tous les services publics de gaz, d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta qui sont réglementés par l'AUC. Une audience est prévue pour le premier trimestre de 2009.
Service public réglementé : Newfoundland Power
Description sommaire :
- En décembre 2007, le PUB a approuvé l'Accord de règlement négocié de la société lié à la demande tarifaire générale de 2008, ce qui a entraîné une augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La hausse tarifaire s'explique en grande partie par l'augmentation de la dotation aux amortissements et reflète l'incidence de la majoration du RCP autorisé pour 2008 à 8,95 %.
- L'approbation, par le PUB, de l'Accord de règlement négocié se traduira aussi, entre autres éléments, par : i) l'amortissement de 7,2 millions $ en 2008 et de 4,6 millions $ annuellement en 2009 et en 2010 du solde résiduel de 16,4 millions $ du passif initial de produits non facturés de décembre 2005; ii) l'amortissement d'environ 3,9 millions $ annuellement en 2008, en 2009 et en 2010 de la dotation aux amortissements antérieurement reportée; iii) l'amortissement sur une période de trois à cinq ans de certains soldes reportés réglementaires; et iv) de 2008 à 2010, le report des variations de la charge d'électricité achetée créées par les écarts entre le coût unitaire réel de l'énergie et le coût unitaire reflété dans les tarifs imposés à la clientèle qui sera récupéré ou remboursé dans les tarifs imposés à la clientèle au moyen du compte de stabilisation tarifaire de la société.
- Avec prise d'effet le 1er juillet 2008, le PUB a approuvé une augmentation moyenne de 5,9 % des tarifs de l'électricité imposés à la clientèle, reflétant le transfert à la clientèle, au moyen du compte de stabilisation tarifaire, de la variation du coût du combustible utilisé pour produire l'électricité que Newfoundland and Labrador Hydro vend à Newfoundland Power. L'augmentation des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power.
- En juillet 2008, la société a déposé auprès du PUB sa demande de budget d'immobilisations pour 2009 d'environ 62 millions $, plus de la moitié des dépenses en immobilisations proposées ayant trait au remplacement de composantes âgées et détériorées du réseau d'électricité.
Service public réglementé : Maritime Electric
Description sommaire :
- En janvier 2008, l'IRAC a approuvé, comme demandé, une augmentation des tarifs d'électricité de base de 1,8 %, avec prise d'effet le 1er avril 2008, et a approuvé un RCP maximal autorisé de 10,0 % pour 2008.
- En avril 2008, l'IRAC a ordonné que la période d'amortissement de 12 mois du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité soit ramenée à huit mois avec prise d'effet le 1er mai 2008, ce qui se traduit par une augmentation du transfert dans les tarifs imposés à la clientèle du recouvrement du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité sur une période d'amortissement plus courte.
- En juillet 2008, Maritime Electric a déposé son budget d'immobilisations pour 2009, d'environ 20 millions $ avant les apports de la clientèle. Une décision à l'égard du budget est attendue à la fin de 2008.
Service public réglementé : FortisOntario
Description sommaire :
- En mars 2008, la CEO a rendu sa décision relative à la requête portant sur le mécanisme tarifaire incitatif pour 2008 déposée par Canadian Niagara Power, se traduisant par une augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de distribution de l'électricité pour les activités à Fort Erie, Port Colborne et Gananoque, avec prise d'effet le 1er mai 2008. L'augmentation comporte une hausse de 2,1 % tenant compte de l'inflation, en partie contrebalancée par une baisse de 1 % à titre d'ajustement de productivité. Aux termes du mécanisme tarifaire incitatif de 2008, la structure du capital de Canadian Niagara Power sera réputée être composée à 53,3 % de titres de créance et à 46,7 % de capitaux propres, selon le plan de la CEO qui vise la modification de la structure du capital pour atteindre une composition à 60 % de titres de créance et à 40 % de capitaux propres sur une période de trois ans.
- Avec prise d'effet le 1er juillet 2008, les tarifs de détail de Cornwall Electric ont baissé d'environ 6,2 % en raison d'un nouveau contrat d'approvisionnement de gros en électricité de 11,5 ans négocié avec Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. par Cornwall Electric au nom de ses clients. Le nouvelle entente à long terme remplace un contrat à court terme existant et garantit un approvisionnement fiable et la stabilité des tarifs.
- Canadian Niagara Power prévoit déposer une demande tarifaire fondée sur le coût du service d'ici la fin du troisième trimestre de 2008, pour les tarifs entrant en vigueur le 1er mai 2009, qui se traduira par l'établissement d'une nouvelle base de tarification pour les services de distribution fondée sur une année témoin future.
Service public réglementé : Belize Electricity
Description sommaire :
- En mars 2008, le gouvernement nouvellement élu du Belize a abrogé les modifications apportées aux Electricity (Tariffs, Charges and Quality of Services Standards) Bylaws en décembre 2007. Ces modifications avaient simplifié la méthode d'établissement des tarifs de Belize Electricity, avaient permis une meilleure stabilisation tarifaire et avaient réglé des questions en instance liées à la décision finale de la PUC portant sur les tarifs de l'électricité pour la période du 1er juillet 2007 au 30 juin 2008.
- En mars 2008, Belize Electricity a déposé une demande de relèvement de la composante "coûts d'électricité" du tarif moyen d'électricité de 15 %, ou 6,5 cents BZ le kWh, en raison de l'augmentation rapide du coût de l'énergie découlant de la hausse des prix du pétrole à l'échelle mondiale. La demande a été rejetée par la PUC qui a statué que, dans l'intérim, une diminution des charges d'exploitation et des dépenses en immobilisations de la société permettrait d'atténuer l'incidence des coûts accrus de l'énergie sur les flux de trésorerie. Par ailleurs, la PUC a indiqué qu'elle reporterait son analyse détaillée des reports élevés de coûts de l'énergie dans le compte de stabilisation du taux du coût de l'électricité de Belize Electricity ("CSTCE") jusqu'à la procédure d'examen de tarif annuel pour la période tarifaire annuelle allant du 1er juillet 2008 au 30 juin 2009.
- En avril 2008, Belize Electricity a déposé une Demande d'examen de tarif annuel pour la période tarifaire annuelle allant du 1er juillet 2008 au 30 juin 2009 (la "demande tarifaire pour 2008/2009"), qui demandait une hausse de 13,4 % du tarif moyen d'électricité, en raison de l'augmentation de la composante "coûts d'électricité" du tarif, et une augmentation du montant de récupération du CSTCE.
- En mai 2008, la PUC a rendu sa décision initiale portant sur la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. La décision initiale a rejeté toute augmentation du tarif moyen et a approuvé, entre autres éléments, un rajustement rétroactif du CSTCE de Belize Electricity. Cette dernière s'est objectée à la décision initiale, ce qui a entraîné une révision de la décision initiale par un expert indépendant nommé par la PUC. Le rapport de l'expert indépendant a fait écho à plusieurs des inquiétudes de Belize Electricity à l'égard de la décision initiale.
- En juin 2008, la PUC a rendu sa décision finale à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009, rejetant la plupart des recommandations de l'expert indépendant et ne prévoyant pas d'augmentation du tarif moyen de l'électricité. La PUC a aussi ordonné un rajustement rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux résultats financiers de l'exercice précédent de Belize Electricity. En substance, le rajustement représentait le rejet de coûts du combustible et de l'électricité achetée engagés antérieurement. La PUC a aussi réduit le RCP autorisé cible de Belize Electricity, le faisant passer de 12 % à 10 %. La décision finale se traduirait par la réduction de la quote-part de Fortis du bénéfice de Belize Electricity d'environ 5 millions $ sur les 12 prochains mois. La décision finale propose aussi l'utilisation future d'un mécanisme automatique pour rajuster mensuellement la composante " coûts d'électricité " du tarif pour refléter les coûts réels de l'électricité. La décision finale n'a pas d'incidence sur les activités de production non réglementées de la Société au Belize.
- Directement en raison de la décision finale, Belize Electricity a comptabilisé une charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) (la quote-part de Fortis est de 13 millions $) dans les coûts de l'approvisionnement énergétique au cours du deuxième trimestre de 2008.
- Belize Electricity a déposé une requête en révision judiciaire et a interjeté appel de la décision finale auprès de la Cour suprême du Belize le 25 juillet 2008.
Service public réglementé : Caribbean Utilities
Description sommaire :
- En décembre 2007, Caribbean Utilities a conclu un accord de principe avec le gouvernement des îles Caïmans sur les conditions d'une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution et d'une nouvelle licence non exclusive de production.
- En avril 2008, les nouvelles licences ont été accordées. L'accord visant les nouvelles licences prévoit une libre concurrence pour la capacité de production future et la promotion générale des sources renouvelables d'électricité. La licence de transport et de distribution est en vigueur pour une période initiale de 20 ans, venant à échéance en avril 2028, et comporte une disposition de renouvellement automatique. La licence de production est en vigueur pour une période de 21,5 ans, venant à échéance en septembre 2029. Les conditions des nouvelles licences sont demeurées sensiblement les mêmes que celles de l'accord de principe.
- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, en conséquence de l'accord de principe et de l'attribution subséquente des nouvelles licences, les tarifs de base imposés à la clientèle ont été réduits de 3,25 %, la surcharge de récupération des coûts a été supprimée, un rabais de droits sur le carburant, financé par le gouvernement des îles Caïmans, a été mis en oeuvre pour les consommateurs résidentiels consommant moins de 1 500 kWh par mois, et les tarifs de base ont été restructurés pour en retirer la totalité des coûts du combustible et des droits de licence qui seront désormais transférés en totalité à la clientèle. La réduction des tarifs de base de 3,25 % entraînera une baisse des produits annuels d'environ 2,1 millions $ US. En outre, Caribbean Utilities a renoncé à des produits de 2,6 millions $ US en 2008 par suite de l'élimination anticipée de la surcharge de récupération des coûts. Un nouveau facteur d'établissement des prix du combustible et du pétrole a aussi été mis en place aux fins d'assurer le transfert de la totalité des coûts du combustible et du pétrole à la clientèle.
- Par suite de la réduction initiale des tarifs de base, les tarifs imposés à la clientèle seront gelés jusqu'au 31 mai 2009 et assujettis à une révision annuelle et à des ajustements chaque mois de juin suivant. Aux termes de la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs de base seront rajustés au moyen d'un mécanisme comportant une formule fondée sur les indices des prix à la consommation publiés, tenant ainsi compte de l'inflation. Ce mécanisme d'ajustement tarifaire est conçu pour maintenir le RCP de Caribbean Utilities dans une fourchette cible de 9 % à 11 %, en baisse par rapport au RCP autorisé de 15 % aux termes de l'ancienne licence. Dans sa version nouvellement modifiée, la loi intitulée Electricity Regulatory Authority Law (2005 Revision) prescrit la mise en place d'un processus concurrentiel d'appel d'offres en vertu de la loi ERA pour la nouvelle capacité de production et le remplacement de la capacité de production éliminée. Le premier processus de libre concurrence en vertu de la nouvelle licence de production a commencé en mai 2008 par le dépôt d'une attestation de besoins par Caribbean Utilities visant l'installation d'une capacité de production additionnelle de 16 MW en 2011 et d'autant en 2012.
- En juillet 2008, Caribbean Utilities a déposé auprès de l'organisme de réglementation un plan d'investissements en immobilisations de cinq ans totalisant 255 millions $ US, y compris une tranche de 80 millions $ US liée à une nouvelle production qui devrait faire l'objet d'une demande. Une décision à l'égard du plan est attendue au cours du deuxième semestre de 2008.
- En juillet 2008, Caribbean Utilities a lancé un appel officiel de manifestations d'intérêt auprès de développeurs éoliens agréés quant à un projet d'énergie éolienne pouvant atteindre 10 MW. L'ERA a appuyé cette démarche, et toute convention d'achat ou licence de production en découlant sera assujettie à son approbation.
Service public réglementé : Fortis Turks and Caicos
Description sommaire :
- En mars 2008, Fortis Turks and Caicos, dans son dépôt réglementaire annuel pour 2007, mettait l'accent sur le rendement de la société en 2007 et ses projets de développement des investissements pour 2008. Le RCP dégagé par Fortis Turks and Caicos en 2007 a été inférieur au RCP autorisé aux termes de ses licences; cependant, la société n'a pas demandé de relèvement des tarifs de base en 2008.
- En mai 2008, Fortis Turks and Caicos a obtenu l'approbation du gouvernement des îles Turks et Caicos permettant l'approvisionnement d'électricité de gros sous licence exclusive à Dellis Cay sur les îles Turks et Caicos.
SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE
Le tableau suivant décrit les principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés entre le 30 juin 2008 et le 31 décembre 2007.
Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 juin 2008 et le 31 décembre 2007
Comptes du bilan : Débiteurs
Augmentation/diminution (millions $) : 101
Explication
L'augmentation découle principalement d'un montant de 208 millions $ lié à la comptabilisation d'une hausse de la juste valeur de marché de contrats dérivés sur gaz naturel, qui étaient dans le cours au 30 juin 2008 et comptabilisés dans les débiteurs, mais hors du cours au 31 décembre 2007 et comptabilisés dans les créditeurs. L'augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence d'une réduction saisonnière des ventes des sociétés Terasen Gas, de FortisBC et de Newfoundland Power.
Comptes du bilan : Actifs réglementaires - à long et à court terme
Augmentation/diminution (millions $) : (65)
Explication
La diminution est attribuable à un recul de 79 millions $ des reports réglementaires liés à la variation de la juste valeur de marché de contrats dérivés sur gaz naturel, et d'un rajustement apporté au CSTCE de Belize Electricity en raison d'une décision tarifaire réglementaire. La diminution a été en partie contrebalancée par le report d'une hausse du coût du combustible et de l'électricité à Maritime Electric et à Caribbean Utilities, et par l'augmentation des montants des charges reportées de l'AESO à FortisAlberta.
Comptes du bilan : Stocks de gaz, matières et fournitures
Augmentation/diminution (millions $) : (15)
Explication
La diminution a été entraînée par une réduction saisonnière normale du gaz en stock.
Comptes du bilan : Charges reportées et autres actifs
Augmentation/diminution (millions $) : 19
Explication
L'augmentation est le résultat principalement des contributions de FortisAlberta à l'AESO au titre des projets en immobilisations de transport, en partie contrebalancées par l'amortissement pour le semestre terminé le 30 juin 2008.
Comptes du bilan : Immobilisations de services publics
Augmentation/diminution (millions $) : 214
Explication
L'augmentation avait principalement trait aux 381 millions $ investis dans les réseaux d'électricité et de gaz, en partie contrebalancés par l'amortissement pour le semestre terminé le 30 juin 2008, et l'incidence du change sur la conversion des immobilisations de services publics libellées en dollars américains.
Comptes du bilan : Emprunts à court terme
Augmentation/diminution (millions $) : (196)
Explication
La diminution résulte surtout du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, y compris l'incidence de la baisse des achats de stocks de gaz, en plus du remboursement d'emprunts à court terme par TGI et Maritime Electric à même le produit de l'émission de titres de créance à long terme.
Comptes du bilan : Créditeurs et charges à payer
Augmentation/diminution (millions $) : (108)
Explication
La diminution se rattache à un montant de 79 millions $ lié à la comptabilisation de la variation de la juste valeur de marché de contrats dérivés sur gaz naturel, en plus du calendrier des paiements de FortisAlberta à l'AESO au titre des coûts de transport, et de la baisse des montants dus au titre de l'électricité achetée à Newfoundland Power en raison du caractère saisonnier des activités.
Comptes du bilan : Impôts à payer
Augmentation/diminution (millions $) : 29
Explication
L'augmentation a principalement découlé du calendrier des paiements des impôts sur les bénéfices et de l'ajout de la charge d'impôts exigibles des sociétés Terasen Gas.
Comptes du bilan : Passifs réglementaires à court et à long terme
Augmentation/diminution (millions $) : 236
Explication
L'augmentation provient d'une hausse de 208 millions $ des reports réglementaires liés à la variation de la juste valeur de marché de contrats dérivés sur gaz naturel.
Comptes du bilan : Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location- acquisition (y compris la tranche échéant à moins d'un an)
Augmentation/diminution (millions $) : (17)
Explication
Le recul tient principalement à une baisse de 477 millions $, montant net, des emprunts sur la facilité de crédit consentie, du fait de remboursements nets par les sociétés Terasen Gas et la Société, en partie contrebalancée par l'incidence de l'émission de titres de créance à long terme.
L'émission de titres de créance à long terme, surtout aux fins du remboursement d'emprunts en vertu de la facilité de crédit consentie et de 188 millions $ de titres de créance à long terme échus, était composée d'un placement de débentures de premier rang non garanties d'un capital de 100 millions $ par FortisAlberta, d'une émission d'obligations hypothécaires de premier rang garanties d'un capital de 60 millions $ par Maritime Electric, d'un placement de débentures non garanties d'un capital de 250 millions $ par TGVI et d'un placement de débentures non garanties d'un capital de 250 millions $ par TGI.
Comptes du bilan : Capitaux propres
Augmentation/diminution (millions $) : 292
Explication
L'augmentation fait suite à une émission d'actions privilégiées d'un capital de 230 millions $, ou 225 millions $ déduction faite de frais après impôts, jumelée au bénéfice net déclaré pour le semestre terminé le 30 juin 2008, moins les dividendes sur actions ordinaires. Le reste de l'augmentation est lié à l'émission d'actions ordinaires en vertu des régimes d'achat d'actions, de réinvestissement des dividendes et d'options sur actions de la Société.
SITUATION DE TRESORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT
Le tableau ci-dessous présente le sommaire des flux de trésorerie.
Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 juin
--------------------------------------------------------------------------
Cumul annuel depuis le
Trimestres début de l'exercice
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
--------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 67 43 24 58 41 17
Flux de trésorerie
liés à ce qui suit :
Activités
d'exploitation 244 68 176 432 162 270
Activités
d'investissement (215) (1 429) 1 214 (358) (1 547) 1 189
Activités de
financement (37) 1 383 (1 420) (73) 1 409 (1 482)
Incidence du change
sur les soldes
de trésorerie - (2) 2 - (2) 2
Trésorerie à la fin
de la période 59 63 (4) 59 63 (4)
--------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, se sont accrus de 176 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les sociétés Terasen Gas ont contribué à hauteur de 142 millions $ à l'augmentation en raison du caractère saisonnier des activités et du fait qu'à l'exercice précédent, les sociétés Terasen Gas n'ont contribué aux résultats financiers de la Société qu'à compter du 17 mai 2007, date de leur acquisition. Le reste de la hausse a découlé d'écarts temporaires favorables du fonds de roulement à Newfoundland Power et à FortisAlberta.
Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, sont supérieurs de 270 millions $ pour le semestre à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. Une augmentation des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après ajustements au fonds de roulement, de 296 millions $ des sociétés Terasen Gas, jumelée à l'incidence d'écarts temporaires favorables du fonds de roulement et du recouvrement de soldes de reports réglementaires à Newfoundland Power, a été en partie contrebalancée par l'incidence du calendrier des paiements par FortisAlberta des coûts de transport à l'AESO.
Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été de 1,21 milliard $ moins élevés pour le trimestre et de 1,19 milliard $ moins élevés depuis le début de l'exercice qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Toutefois, les activités d'investissement de l'exercice précédent comprenaient l'incidence de l'acquisition, en mai 2007, de Terasen pour 3,7 milliards $, y compris la prise en charge d'une dette de 2,4 milliards $, déduction faite de l'encaisse acquise. L'acquisition a entraîné un paiement au comptant, incluant les coûts d'acquisition, d'approximativement 1,25 milliard $. En excluant l'incidence de l'investissement dans Terasen à l'exercice précédent, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été plus élevés de 37 millions $ pour le trimestre et de 64 millions $ depuis le début de l'exercice qu'aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations sont le résultat de dépenses en immobilisations de services publics plus élevées et de variations des charges reportées, des autres actifs et des crédits reportés. Depuis le début de l'exercice, la hausse a été en partie contrebalancée par une augmentation du produit de la vente d'immobilisations, découlant d'un produit de 14 millions $ reçu en janvier 2008 relativement à la vente, en décembre 2007, de terrains excédentaires par TGI.
Les dépenses brutes en immobilisations de services publics ont atteint 219 millions $ pour le deu |
