Fortis enregistre un bénéfice de 49 millions $ au troisième trimestre

En excluant la réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $, les sociétés Terasen Gas ont subi une perte de 4,5 millions $ au troisième trimestre, ce qui est comparable au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En raison du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, la quasi-totalité de leur bénéfice annuel est générée au premier et au quatrième trimestres.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité au Canada a atteint 38 millions $ pour le troisième trimestre, soit 10 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La croissance du bénéfice reflète principalement l'incidence favorable qu'a eue à Newfoundland Power la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, cette variation ayant fait progresser le bénéfice d'environ 5,5 millions $ pour le troisième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement énergétique moins élevés à FortisBC et les recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés à FortisAlberta.

Le bénéfice annuel de Newfoundland Power ne devrait pas être touché par la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée; 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 septembre, FortisBC a déposé sa demande de tarifs pour 2009 qui prévoit une augmentation générale des tarifs, avec prise d'effet le 1er janvier 2009, compte tenu de l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure et de la hausse des achats d'énergie attribuables à la croissance de la clientèle et de la demande en électricité. En octobre, Maritime Electric a déposé une demande d'augmentation du tarif de base, avec prise d'effet le 1er avril 2009, pour absorber une hausse du montant des coûts liés à l'énergie devant être recouvrés auprès de la clientèle à même la composante tarif de base de la facturation.

Quant aux services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes, le bénéfice s'est établi à 7 millions $ pour le troisième trimestre, en regard de 10 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle d'une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, d'une baisse du taux de rendement autorisé de l'actif de la base tarifaire à Belize Electricity, et de la perte de revenus à Fortis Turks and Caicos causée par l'incidence de l'ouragan Ike, en partie contrebalancée par la croissance générale des ventes d'électricité.

Le taux de rendement de l'actif autorisé cible de Belize Electricity a été réduit, passant de 12 % à 10 %, par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarifs de cette société pour 2008/2009. Le 25 juillet 2008, Belize Electricity a déposé auprès de la Cour suprême du Belize une requête en révision judiciaire des règlements modifiés de 2008 sur lesquels la décision finale était fondée, et a interjeté appel de la décision finale. La requête a été reçue par la Cour le 3 octobre 2008. L'instance de révision judiciaire devrait avoir lieu vers la fin de 2008.

En septembre, l'ouragan Ike a frappé les îles Turks et Caicos, endommageant le réseau de distribution de Fortis Turks and Caicos. L'ouragan de catégorie 4 n'a pas causé de dommages importants aux installations de production de la société. Vers la fin du mois d'octobre, le service d'électricité a été rétabli pour tous les clients de Fortis Turks and Caicos qui étaient prêts à recevoir le service. Le bénéfice de Fortis Turks et Caicos pour son troisième trimestre a reculé d'environ 1 million $ en raison de la perte de revenus attribuable aux dommages provoqués par l'ouragan Ike. La société a une assurance contre les pertes d'exploitation qui comporte une période franche de 30 jours et a commencé à établir sa réclamation. Une tranche importante des coûts liés au rebranchement de la clientèle et au rétablissement du service d'électricité a trait aux immobilisations et, donc, n'a pas eu d'incidence sur le bénéfice.

Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation s'est établi à 9 millions $ pour le troisième trimestre, en hausse de 4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la production hydroélectrique accrue au Belize et dans le nord de l'Etat de New York par suite de précipitations plus abondantes. La production hydroélectrique du Belize a monté de 22 % depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. A la fin du mois d'octobre, le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal.

Le bénéfice de Fortis Properties s'est établi à 9 millions $ pour le troisième trimestre, en regard de 8 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation résulte d'une amélioration du rendement des divisions hôtelières et immobilières, y compris les contributions du Delta Regina qui a été acquis le 1er août 2007.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 15 millions $ pour le troisième trimestre, par rapport à 16 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse a principalement découlé de l'incidence favorable d'environ 2 millions $ du règlement d'impôts de Terasen Inc.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les flux de trésorerie d'exploitation se sont élevés à 449 millions $ comparativement à 221 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison des contributions des sociétés Terasen Gas pour neuf mois en 2008 comparativement à 4 1/2 mois en 2007.

Les dépenses en immobilisations consolidées, avant les contributions de la clientèle, ont été de 623 millions $ depuis le début de l'exercice, et devraient excéder 900 millions $ en 2008. Le programme de dépenses en immobilisations consolidées est réparti entre les services publics de l'ouest du Canada et les activités de services publics d'électricité réglementés et non réglementés dans les Caraïbes.

Au 30 septembre 2008, Fortis avait des facilités de crédit consolidées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,5 milliard $ demeurait inutilisée. Au cours des cinq prochaines années, les échéances moyennes annuelles de la dette à long terme devraient être d'environ 180 millions $.

Jusqu'à la fin d'octobre, Fortis et ses entreprises de services publics avaient mobilisé près de 900 millions $ par l'émission d'actions privilégiées et de titres d'emprunt de 30 ans en 2008, y compris l'émission par Fortis Inc. d'actions privilégiées de premier rang à un taux d'intérêt fixe de 5,25 % rétabli sur cinq ans de série G d'un capital de 230 millions $, l'émission par Terasen Gas Inc. de débentures à 5,80 % d'un capital de 250 millions $, l'émission par Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. de débentures à 6,05 % d'un capital de 250 millions $, l'émission par Fortis Alberta de débentures à 5,85 % d'un capital de 100 millions $ et l'émission par Maritime Electric d'obligations à 6,05 % d'un capital de 60 millions $.

En août, Caribbean Utilities a finalisé un placement de droits, pour un produit brut d'environ 28 millions $ US, auquel Fortis a contribué 24 millions $ US du fait de sa participation dans le placement de droits. Le produit a été affecté au remboursement d'emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations.

En octobre, Standard & Poor's a retiré Fortis de ses indices S&P/TSX Completion et Equity Completion, et elle l'a incluse dans les indices S&P/TSX 60, 60 Capped et Equity 60.

"Nos entreprises de services publics demeurent concentrées sur la réalisation de leurs projets d'immobilisations en cours pour 2008. Pendant les cinq prochains exercices, notre programme de dépenses en immobilisations consolidées devrait excéder 4,5 milliards $, dont la quasi-totalité sera financée par les filiales. Ces dépenses en immobilisations, qui seront surtout engagées dans l'ouest du Canada et dans les Caraïbes, ajouteront de la valeur pour la clientèle et les actionnaires et renforceront notre position à titre de propriétaire de premier plan d'infrastructures énergétiques au Canada", a dit M. Marshall, président et chef de la direction générale de Fortis.

Rapport de gestion intermédiaire

Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2008

En date du 31 octobre 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 les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 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 sur ce qui suit : 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; la Société a prévu des dépenses en immobilisations brutes consolidées pour 2008 et pour les cinq prochains exercices; la Société est d'avis que son programme d'immobilisations devrait entraîner une croissance du bénéfice; les échéances annuelles moyennes prévues de la dette à long terme au cours des cinq prochains exercices; la probabilité que les contreparties aux instruments financiers dérivés des sociétés Terasen Gas continueront de respecter leurs obligations; le moment prévu de réception des décisions réglementaires en matière de tarifs; le moment prévu de la révision judiciaire de 2008 des règlements modifiés liés à Belize Electricity; et l'incidence prévue de l'ouragan Ike sur les produits de Fortis Turks and Caicos pour le quatrième trimestre de 2008. 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'absence de défaut de la part de contreparties; 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 de contreparties; 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 relations de travail; les ressources humaines; et 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 les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 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 plus de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Elle possède par ailleurs des actifs de production non réglementés un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe en électricité combinée d'environ 5 600 mégawatts ("MW"), et ses réseaux de distribution de gaz ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 313 térajoules ("TJ"). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.

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 périodes de trois et neuf mois terminées les 30 septembre 2008 et 2007 sont présentés dans le tableau suivant.

                   Faits saillants financiers (non vérifié)
                     Périodes terminées les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $, sauf le
 résultat par action
 ordinaire et le nombre
 d'actions ordinaires
 en circulation)                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits                 727    651         76    2 721  1 700      1 021
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
 d'exploitation           17     59        (42)     449    221        228
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
 aux actions ordinaires   49     31         18      169    114         55
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
 action ordinaire ($)   0,31   0,20       0,11     1,08   0,86       0,22
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
 action ordinaire ($)   0,31   0,20       0,11     1,06   0,79       0,27
-------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
 d'actions ordinaires
 en circulation
(en millions)          157,2  154,5        2,7    156,9  131,6       25,3
-------------------------------------------------------------------------


                                          Bénéfice net sectoriel

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
 réglementés de gaz
 au Canada
-------------------------------------------------------------------------
  Sociétés
   Terasen Gas(1)          1    (4)          5       71     (3)        74
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
 réglementés
 d'électricité au
 Canada
  FortisAlberta           17    15           2       35     42         (7)
-------------------------------------------------------------------------
  FortisBC(2)              8     6           2       27     24          3
-------------------------------------------------------------------------
  Newfoundland Power       8     2           6       24     21          3
-------------------------------------------------------------------------
  Autres services
   au Canada(3)            5     5           -       11     13         (2)
-------------------------------------------------------------------------
                          38    28          10       97    100         (3)
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
 réglementés
 d'électricité dans
 les Caraïbes(4)           7    10          (3)       9     22        (13)
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
 réglementées - Fortis
 Generation(5)             9     5           4       22     17          5
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
 réglementées - Fortis
 Properties(6)             9     8           1       19     16          3
-------------------------------------------------------------------------
Siège social
 et autres(7)            (15)  (16)          1      (49)   (38)       (11)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
 aux actions ordinaires   49    31          18      169    114         55
-------------------------------------------------------------------------

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

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

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

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

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

(6) Comprend 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
                 Faits saillants financiers (non vérifié)
                   Périodes terminées les 30 septembre


                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                     2008  2007(1) Variation     2008   2007(1) Variation
-------------------------------------------------------------------------
Volumes de
 gaz (TJ)          30 798  31 441       (643) 154 306   49 185    105 121
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits              271     227         44    1 296      357        939
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique          157     118         39      850      191        659
-------------------------------------------------------------------------
Charges
 d'exploitation        59      56          3      182       84         98
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement          24      23          1       73       35         38
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers       33      33          -       96       48         48
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
 bénéfices des
 sociétés
 (recouvrement)        (3)      1         (4)      24        2         22
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte)        1      (4)         5       71       (3)        74
-------------------------------------------------------------------------

(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 ont reculé de 643 TJ, ou 2,0 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle surtout des volumes de transport moins élevés pour les clients qui ont leur propre approvisionnement en gaz, en partie contrebalancée par des volumes de ventes plus élevés à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue attribuables à des températures plus basses comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent ainsi qu'à la croissance de la clientèle et à l'augmentation des volumes de ventes aux clients liés par des contrats à prix fixe. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les volumes de gaz ont été de 154 306 TJ, en hausse de 2 437 TJ, ou 1,6 %, par rapport aux 151 869 TJ atteints par les sociétés Terasen Gas pour les neuf premiers mois de l'exercice précédent. L'augmentation découle des volumes de ventes plus élevés à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue attribuable à des températures plus basses comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent ainsi qu'à la croissance de la clientèle et à la hausse des volumes de ventes aux clients liés par des contrats à prix fixe. L'augmentation a été en partie contrebalancée par la baisse des volumes de transport pour les clients qui ont leur propre approvisionnement en gaz.

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 troisième trimestre de 2008, le nombre de nouveaux clients, montant net, pour TGI et TGVI a totalisé 2 244, portant à 924 204 le nombre total de clients au 30 septembre 2008. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, le nombre de nouveaux clients, montant net, a totalisé 5 573, comparativement à 6 323 nouveaux clients pour la période correspondante de l'exercice précédent, conformément 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 produits ont dépassé de 44 millions $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement pour les raisons suivantes : i) consommation accrue de la clientèle résidentielle; 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 %.

Les produits se sont établis à environ 1,3 milliard $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, comparativement à 357 millions $ pour une partie des neuf premiers mois de l'exercice précédent. En plus de refléter neuf mois complets de produits en 2008, les produits ont aussi augmenté par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent pour les mêmes raisons que celles décrites ci-dessus pour le trimestre.

Bénéfice : Le bénéfice a monté de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'une réduction d'impôts liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures. Au cours du troisième trimestre, Terasen a conclu un règlement avec Revenu Québec et l'Agence du revenu du Canada à l'égard de montants dus en raison d'une modification apportée à la loi fiscale du Québec. Cette modification a été promulguée en 2006 aux fins de contester certaines structures fiscales canadiennes interprovinciales. En conséquence de ce règlement, les sociétés Terasen Gas ont enregistré une réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $ au troisième trimestre de 2008. En excluant la réduction d'impôts, les sociétés Terasen Gas ont subi une perte d'environ 4,5 millions $ au troisième trimestre, ce qui est comparable au trimestre correspondant de 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 génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de la croissance de la clientèle et d'un taux d'imposition effectif sur les bénéfices des sociétés moins élevé a été contrebalancée par la hausse des charges d'exploitation qui a été entraînée par l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et de la dotation aux amortissements liée aux investissements continus dans les immobilisations.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice s'est établi à 71 millions $ comparativement à une perte de 3 millions $ pour une partie des neuf premiers mois de l'exercice précédent. En plus de refléter neuf mois complets de produits en 2008 et l'incidence de la réduction d'impôts décrite ci-dessus, le bénéfice des neuf premiers mois de l'exercice a profité de l'incidence favorable de l'augmentation des taux de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de la croissance de la clientèle et d'un taux d'imposition effectif sur les bénéfices des sociétés moins élevé. La progression a été en partie contrebalancée par la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements, pour les mêmes raisons que celles décrites ci-dessus pour le trimestre, ainsi que par des frais financiers plus élevés reflétant des taux d'emprunt accrus et une augmentation 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 septembre


                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Livraisons
 d'électricité (GWh)   3 748  3 781        (33)  11 654 11 376        278
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  74     70          4      222     202        20
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation    31     31          -       96      90         6
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement             22     19          3       63      56         7
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers          10      8          2       30      26         4
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
 sur les bénéfices
 des sociétés             (6)    (3)        (3)      (2)    (12)       10
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                  17     15          2       35      42        (7)
-------------------------------------------------------------------------

Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont baissé de 33 gigawattheures ("GWh"), ou 0,9 %, par rapport à celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse de la consommation moyenne par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent a plus que contrebalancé l'incidence de la croissance de la clientèle. La consommation moyenne au cours du troisième trimestre de l'exercice précédent était élevée en raison d'un mois de juillet plus chaud que la normale. Les livraisons d'énergie ont augmenté de 278 GWh, ou 2,4 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de la croissance de la clientèle. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, le nombre de clients de FortisAlberta a augmenté d'environ 8 800, pour s'établir à 456 800. Puisqu'une tranche importante des produits de distribution est tirée de déterminants de facturation fixes ou en grande partie fixes, la variation des livraisons d'énergie n'est pas directement corrélée à la variation des produits.

Produits : Les produits ont progressé de 4 millions $ pour le trimestre, et de 20 millions $ pour la période de neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations découlent principalement d'une hausse de 6,8 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de l'incidence de la croissance de la clientèle et de la charge, 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 de distribution futurs imposés à la clientèle et de l'augmentation des produits tirés des redevances de franchises. Les augmentations ont été en partie contrebalancées par la baisse des produits tirés du transport net et des produits divers.

Bénéfice : Le bénéfice a été de 2 millions $ plus élevé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des recouvrements d'impôts futurs, principalement liée au compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), approuvé par l'organisme de réglementation. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'incidence de la hausse des tarifs de distribution imposés à la clientèle, de la croissance de la clientèle et de la charge, et de l'augmentation du RCP autorisé a été plus que contrebalancée par l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations et aux taux d'amortissement plus élevés prévus par l'Accord de règlement négocié pour 2008/2009; et par 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.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice a baissé de 7 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de recouvrements d'impôts futurs moins élevés liés au compte de report des charges de l'AESO approuvé par l'organisme de réglementation. En outre, l'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution à la clientèle, de la croissance de la clientèle et de la charge et de la hausse du RCP autorisé a été en partie contrebalancée par : i) la hausse des charges d'exploitation due à l'augmentation du coût de la main-d'oeuvre contractuelle, la montée des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux attribuable à la hausse des salaires et du nombre d'employés, et l'augmentation des charges d'exploitation générales; et ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers pour les raisons décrites ci-dessus pour le trimestre.

Le compte de report des charges de l'AESO de FortisAlberta absorbe les écarts entre les montants facturés par l'AESO à FortisAlberta au titre des tarifs de transport, et les montants recouvrés par FortisAlberta auprès de la clientèle par l'intermédiaire de la composante 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.

FortisAlberta comptabilise les impôts sur les bénéfices selon la méthode des impôts exigibles, comme il a été approuvé par son organisme de réglementation, à l'exception de certains comptes de report, y compris le compte de report des charges de l'AESO, à l'égard desquels les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode du report variable. Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a établi que le bénéfice d'exploitation imposable, compte non tenu de l'incidence du compte de report des charges de l'AESO, pourrait être ramené à zéro par l'utilisation de déductions pour amortissement. Ainsi, en appliquant les déductions fiscales liées aux paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO, un report de perte fiscale pourrait être créé, et un recouvrement d'impôts futurs pourrait être comptabilisé. En comptabilisant les impôts sur les bénéfices selon la méthode du report variable, un actif d'impôts futurs lié au report de perte fiscale n'est pas comptabilisé à moins que le recouvrement ne soit certain. Etant donné que les paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO peuvent être recouvrés auprès de la clientèle à l'avenir, un actif d'impôts futurs a été comptabilisé au troisième trimestre de 2008 et retranché du passif d'impôts futurs à long terme de FortisAlberta.

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

Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a comptabilisé un recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ qui avait précédemment été passé en charges au cours du premier semestre de 2008. Pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice 2007, des recouvrements d'impôts futurs d'environ respectivement 3 millions $ et 10 millions $ avaient été comptabilisés, principalement en raison de l'encaissement accéléré de montants reportés dans le compte de report des charges de l'AESO. 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 38 millions $ ont été vendus à une banque à charte canadienne et le produit de cette vente a été constaté en 2007.

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 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
 d'électricité (GWh)     697    703         (6)   2 245  2 252         (7)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  52     52          -      171    167          4
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique              12     15         (3)      45     48         (3)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation    16     16          -       49     49          -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              8      7          1       25     23          2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           7      7          -       21     19          2
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
 des sociétés              1      1          -        4      4          -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   8      6          2       27     24          3
-------------------------------------------------------------------------

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont diminué de 6 GWh, ou 0,9 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 7 GWh, ou 0,3 % pour les neuf premiers mois de 2008 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de la réduction des charges des clients industriels, attribuable à un ralentissement généralisé du secteur forestier, a été en 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 été comparables à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence favorable : i) d'une hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité, en vigueur le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence d'une augmentation du RCP autorisé de 2008, qui est passé de 8,77 % à 9,02 %; ii) d'une augmentation de 0,8 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er mai 2008, afin de transférer à la clientèle la hausse des coûts de l'énergie achetée auprès de BC Hydro; et iii) d'un changement de la composition des ventes, qui comportent moins de ventes à des catégories de clients à tarif plus bas et plus de ventes à des catégories de clients à tarif plus élevé; a été contrebalancée par : i) des contributions aux produits moins élevées de la part des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion; ii) la baisse des ventes d'électricité; et iii) l'augmentation des rajustements incitatifs d'établissement des tarifs en fonction du rendement ("ETR") à payer à la clientèle, élément qui a fait reculer les produits.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les produits ont dépassé de 4 millions $ ceux de la période correspondante de l'exercice précédent, en raison des augmentations des tarifs d'électricité et du changement de la composition des ventes, en partie contrebalancés par les mêmes facteurs que ceux décrits ci-dessus pour le trimestre.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a augmenté de 2 millions $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation tient principalement à la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, en partie contrebalancée par une augmentation de la dotation aux amortissements entraînée par l'important programme de dépenses en immobilisations de la société. La baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique vient du fait qu'une plus grande partie de l'énergie a été produite par les centrales hydroélectriques de la société plutôt qu'achetée pendant les périodes présentées, et qu'il y a eu une baisse des ventes d'électricité et un recul des prix moyens de l'énergie sur le marché, en partie contrebalancés par la hausse des prix exigés par BC Hydro, hausse qui a été transférée à la clientèle par l'intermédiaire des tarifs.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice a augmenté de 3 millions $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation découle principalement de la hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité et de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, en partie contrebalancées par une augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers liée à l'important programme de dépenses en immobilisations de la société. Les coûts de l'approvisionnement énergétique ont baissé en raison des facteurs décrits ci-dessus pour le trimestre, de même que de l'incidence d'un produit d'assurance de 0,6 million $ reçu au deuxième trimestre de 2008 relativement à la défaillance d'un turbogénérateur en 2006.

Les charges d'exploitation ont été comparables à celles du trimestre de l'exercice précédent et à celles des neuf premiers mois de l'exercice précédent. L'incidence de la programmation en 2008 de certains projets d'exploitation et d'entretien, ajoutée à l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et aux hausses inflationnistes générales, a été contrebalancée par un recul des charges d'exploitation liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion.

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 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
 d'électricité (GWh)     897    874         23    3 796  3 709         87
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  94     90          4      378    359         19
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique              51     59         (8)     243    239          4
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation    11     12         (1)      38     39         (1)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement             11      6          5       33     25          8
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           8     10         (2)      25     26         (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
 des sociétés              5      1          4       15      9          6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   8      2          6       24     21          3
-------------------------------------------------------------------------

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power ont augmenté de 23 GWh, ou 2,6 %, pour le trimestre et de 87 GWh, ou 2,3 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations s'expliquent en grande partie par l'incidence combinée de la croissance de la clientèle et d'une consommation moyenne plus élevée.

Produits : Les produits ont progressé de 4 millions $ pour le trimestre et de 19 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression provient 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 %, et de la croissance des ventes d'électricité. La progression 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 6 millions $ de plus qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, compte tenu de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait progresser le bénéfice d'environ 5,5 millions $ au troisième 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 de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée n'aura pas d'effet sur le bénéfice annuel. En excluant l'incidence favorable d'environ 5,5 millions $ de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, comme il est décrit ci-dessus, le bénéfice se compare à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 3 millions $ plus élevé pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait augmenter le bénéfice depuis le début de l'exercice d'environ 2 millions $.

La dotation aux amortissements est répartie trimestriellement en fonction de la marge brute. La dotation aux amortissements a augmenté en raison de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée et du fait du recouvrement, dans les tarifs imposés à la clientèle, de la dotation aux amortissements antérieurement reportée qui a été approuvé par l'organisme de réglementation, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés a augmenté pour le trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent étant donné que le bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et les taux d'imposition effectifs des sociétés ont été plus élevés. Si les taux d'imposition effectifs des sociétés ont été plus élevés, c'est que les déductions aux fins fiscales ont baissé par rapport 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 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
 d'électricité (GWh)     532    537        (5)    1 639  1 655        (16)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  66     63         3       197    198         (1)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique              44     41         3       133    132          1
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation     7      7         -        21     21          -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              4      4         -        13     12          1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           4      4         -        13     13          -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
 des sociétés              2      2         -         6      7         (1)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   5      5         -        11     13         (2)
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.

Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont reculé de 5 GWh, ou 0,9 %, par rapport au trimestre de l'exercice précédent, puisque la consommation moyenne a baissé en Ontario, mais cette baisse a été en partie contrebalancée par l'incidence d'une augmentation du nombre de clients résidentiels à l'Ile-du-Prince-Edouard. Les ventes d'électricité ont diminué de 16 GWh, ou 1,0 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, du fait d'une baisse de la consommation moyenne en Ontario, de la perte d'un important client industriel en Ontario au premier trimestre de 2007 et de l'arrêt temporaire des activités d'un autre client industriel en Ontario depuis mai 2007.

Produits : Les produits ont grimpé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'une augmentation de 1,8 % des tarifs de base de l'électricité à Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2008, 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 du transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario. La hausse des produits a été atténuée par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les produits se sont établis à 197 millions $ comparativement à 198 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution s'explique par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité et du remboursement, au cours du deuxième trimestre de 2008, d'environ 3 millions $ que FortisOntario avait reçu au cours du quatrième trimestre de 2007, en partie contrebalancée par l'augmentation des tarifs de base de l'électricité, comme il est décrit ci-dessus pour le trimestre, et par le transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario. 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.

Bénéfice : Le bénéfice a été comparable pour le trimestre et moins élevé de 2 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. En excluant le remboursement rendu non récurrent de 2 millions $ après impôts au cours du deuxième trimestre de 2008 par FortisOntario décrit ci-dessus, le bénéfice a été pour les neuf premiers mois de l'exercice comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des tarifs de base de l'électricité a été en grande partie annulée par l'effet de la baisse des ventes d'électricité.

En octobre 2008, FortisOntario a conclu une entente définitive visant l'acquisition 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 $, plus des services de migration du système d'information sur la clientèle de Grimsby Power Inc. vers le système 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. La clôture de cette opération est conditionnelle à la réception 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 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
 entre le dollar
 américain et le
 dollar canadien(2)     1,04   1,04          -     1,02   1,10      (0,08)
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
 d'électricité (GWh)     304    283         21      838    782         56
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  96     80         16      249    231         18
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique              60     42         18      164(3) 127         37
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation    12     11          1       35     39(4)      (4)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              8      7          1       23     21          2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           4      4          -       11     11          -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
 bénéfices des sociétés    1      -          1        1      1          -
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
 sans contrôle             4      6         (2)       6     10         (4)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   7     10         (3)       9     22        (13)
-------------------------------------------------------------------------

(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 21 GWh, ou 7,4 %, pour le trimestre, et de 56 GWh, ou 7,2 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations tiennent principalement à la croissance de la clientèle, à l'utilisation moyenne plus élevée liée à la charge demandée pour la climatisation à Caribbean Utilities, et à l'incidence de la croissance économique en général. L'augmentation a été amoindrie par la perte de ventes d'électricité à Fortis Turks and Caicos en raison de l'ouragan Ike, un ouragan de catégorie 4 qui s'est abattu sur les îles Turks et Caicos au début de septembre 2008.

Malgré l'incidence de l'ouragan Ike, les ventes d'électricité de Fortis Turks and Caicos ont augmenté d'environ 4 % pour le trimestre et de 12 % pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les pertes de revenus, attribuables aux dommages causés par l'ouragan Ike, sont estimées à environ 1 million $ pour chacun des troisième et quatrième trimestres de 2008. Fortis Turks and Caicos a une assurance contre les pertes d'exploitation qui comporte une période franche de 30 jours et a commencé à établir sa réclamation. Une tranche importante des coûts liés au rebranchement de la clientèle et au rétablissement du service d'électricité a trait aux immobilisations et, par conséquent, n'a pas eu d'incidence sur le bénéfice. Vers la fin du mois d'octobre, le service d'électricité avait été rétabli pour tous les clients de Fortis Turks and Caicos touchés par l'ouragan Ike qui étaient prêts à recevoir le service.

La croissance annuelle des ventes d'électricité du secteur des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes en 2008 devrait se situer entre 6 % et 7 %. Quoique encore solide, la croissance des ventes d'électricité de Caribbean Utilities et de Fortis Turks and Caicos devrait être légèrement en deçà des prévisions, reflétant ainsi un certain ralentissement de l'économie américaine se répercutant sur l'industrie du tourisme, ainsi que les méfaits de l'ouragan Ike, y compris la réouverture plus tard que prévu de plusieurs grands hôtels pour la saison touristique de l'automne sur les îles Turks et Caicos.

Produits : Les produits ont augmenté de 16 millions $ pour le trimestre et de 18 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change défavorable à la conversion des produits libellés en monnaies étrangères, étant donné le raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2007, les produits ont grimpé d'environ 38 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2007.

Si l'on exclut l'incidence de la conversion des devises, certains facteurs expliquent l'augmentation des produits, notamment i) la forte croissance des ventes d'électricité, ii) 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 iii) une augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008. Les facteurs susmentionnés ont été en partie neutralisés par i) une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et l'élimination de la surcharge de Caribbean Utilities pour la récupération des coûts liés aux ouragans ("SRC"), avec prise d'effet le 1er janvier 2008, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société, (ii) une diminution du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008, et iii) les pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike.

Bénéfice : La contribution au bénéfice a baissé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison : i) de la réduction du volet DVA du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity; ii) de la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et de l'élimination de la SRC à Caribbean Utilities; iii) de la hausse de la dotation aux amortissements; iv) de l'augmentation des charges d'exploitation; et v) des pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike. La baisse a été en partie contrebalancée par l'incidence de la croissance des ventes d'électricité.

La contribution au bénéfice a baissé de 13 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La contribution au bénéfice pour le deuxième trimestre de 2008 a baissé de 13 millions $, soit à hauteur de la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée de 18 millions $ antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires à Belize Electricity. La charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) résulte de la décision de la PUC à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. En outre, la contribution au bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice 2007 a reculé d'environ 2 millions $ en raison de la quote-part de la Société d'une charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur à Caribbean Utilities.

En excluant les éléments non récurrents en 2008 et en 2007, comme il est décrit ci-dessus, ainsi qu'un effet de change défavorable d'environ 2 millions $ découlant de la conversion des devises, la contribution au bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice a été comparable à celle pour la période correspondante de l'exercice précédent. La croissance des ventes d'électricité et l'incidence favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique liée à la variation des coûts reportés du combustible à Caribbean Utilities ont été contrebalancées par : i) l'incidence de la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et l'élimination de la SRC à Caribbean Utilities; ii) la diminution du volet DVA du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity; iii) la hausse de la dotation aux amortissements; iv) l'augmentation des charges d'exploitation; et v) les pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike. La variation des coûts du combustible reportés à Caribbean Utilities 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 de la conversion des devises et la charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation ont augmenté pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant l'incidence de l'embauche d'employés additionnels à Fortis Turks and Caicos, de même que de la hausse des frais généraux et administratifs. L'augmentation de la dotation aux amortissements découle de l'investissement continu dans les immobilisations.

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

En août 2008, Caribbean Utilities a finalisé un placement de droits, pour un produit brut d'environ 28 millions $ US. Le produit est affecté au remboursement d'emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations. Fortis a acquis 2,1 millions d'actions de Caribbean Utilities en vertu du placement de droits pour environ 25 millions $ (24 millions $ US), y compris des actions acquises dans le cadre d'un engagement de souscription relativement au placement de droits. En octobre 2008, Fortis a acquis 267 669 actions additionnelles de Caribbean Utilities pour environ 3 millions $ (3 millions $ US) dans le cadre d'une convention privée. En conséquence de cette acquisition et des actions acquises en vertu du placement de droits, la participation de la Société dans Caribbean Utilities est passée d'environ 54 % à 57 %.

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. En vertu de la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs imposés à la clientèle seront établis en fonction d'un RAB initial cible de 10 %, en baisse par rapport aux 15 % autorisés en vertu de la licence antérieure, ce qui est reflété par une réduction des tarifs de base de l'électricité, entrée en vigueur le 1er janvier 2008.

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.

Caribbean Utilities a changé de date de fin d'exercice, passant du 30 avril au 31 décembre, de telle sorte que la Société consolidera au quatrième trimestre de 2008 cinq mois de résultats financiers de Caribbean Utilities.

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 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
                        2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
 d'électricité (GWh)     305    254         51      905    819         86
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits                  21     17          4       62     56          6
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
 l'approvisionnement
 énergétique               2      2          -        6      6          -
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation     3      3          -       11     11          -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              3      3          -        8      8          -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           2      2          -        6      7         (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
 bénéfices des sociétés    2      2          -        7      6          1
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
 sans contrôle             -      -          -        2      1          1
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   9      5          4       22     17          5
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
    Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
    Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.

Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont augmenté de 51 GWh, ou 20,1 %, par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse de la production au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Les ventes d'énergie ont progressé de 86 GWh, ou 10,5 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la même période de l'exercice précédent, étant donné la production accrue dans le centre de Terre-Neuve, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. La production accrue est principalement le résultat de précipitations plus abondantes. A la fin d'octobre 2008, le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal.

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 50,76 $ au troisième trimestre de 2008 comparativement à 47,42 $ 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 77,79 $ US au troisième trimestre de 2008 comparativement à 57,93 $ US pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les produits ont monté de 6 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à la hausse des produits sont les suivants : i) une production accrue; ii) une hausse des prix moyens de gros de l'électricité par MWh en Ontario, qui sont passés à 49,19 $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à 47,63 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent; et iii) l'augmentation des prix moyens de gros de l'électricité par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 77,19 $ US pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à 56,92 $ US pour la période correspondante de l'exercice précédent. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'effet de change défavorable à la conversion des produits libellés en monnaies étrangères, attribuable au raffermissement du dollar canadien comparativement au dollar américain par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 4 millions $ pour le trimestre et de 5 millions $ pour les neuf premiers mois 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. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, l'augmentation du bénéfice a été en partie contrebalancée par l'effet de change défavorable lié à la conversion du bénéfice libellé en monnaies étrangères.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES

              Activités non réglementées - Fortis Properties
                Faits saillants financiers (non vérifié)
                  Périodes terminées les 30 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)         2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés
 de l'hôtellerie          40     39          1      108     98         10
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
 l'immobilier             16     15          1       47     43          4
-------------------------------------------------------------------------
Total des produits        56     54          2      155    141         14
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation    33     32          1       99     89         10
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              4      4          -       11     10          1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers           6      6          -       18     18          -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
 des sociétés              4      4          -        8      8          -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice                   9      8          1       19     16          3
-------------------------------------------------------------------------

Produits : Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 1 million $ pour le trimestre et de 10 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant la contribution aux produits du Delta Regina, acquis le 1er août 2007, et le meilleur rendement des activités hôtelières de Fortis Properties dans le Canada atlantique.

Pour le troisième trimestre, le revenu par chambre disponible s'est établi à 93,64 $, en regard de 95,11 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison du taux d'occupation moins élevé dans toutes les régions d'exploitation de la société. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le revenu par chambre disponible a atteint 83,04 $ comparativement à 81,27 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des tarifs moyens par chambre dans toutes les régions d'exploitation de la société, en partie contrebalancée par la baisse du taux d'occupation dans l'ouest du Canada.

Les produits tirés de l'immobilier ont progressé de 1 million $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression des produits est attribuable au meilleur rendement dans toutes les régions d'exploitation immobilière, de même qu'à la contribution des activités immobilières du Delta Regina depuis le 1er août 2007. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,6 % au 30 septembre 2008, contre 96,9 % au 30 septembre 2007.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 1 million $ pour le trimestre et de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations font suite au meilleur rendement des divisions de l'hôtellerie et de l'immobilier, y compris la contribution du Delta Regina qui a été acquis le 1er août 2007.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES

                        Siège social et autres(1)
               Faits saillants financiers (non vérifié)
                  Trimestres terminés les 30 septembre

                                                             Cumul annuel
                                    Trimestres            depuis le début
                                                            de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)         2008   2007  Variation     2008   2007  Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits                   7      8         (1)      19     16          3
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation     2      5         (3)       8      8          -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement              2      2          -        6      4          2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2)       19     21         (2)      60     47         13
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
 sur les bénéfices
 des sociétés             (6)    (6)         -      (15)   (10)        (5)
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
 actions privilégiées      5      2          3        9      5          4
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du
 secteur Siège social
 et autres               (15)   (16)         1      (49)   (38)       (11)
-------------------------------------------------------------------------

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

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

Produits : Les produits ont été moins élevés de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'un recul du nombre de contrats à CWLP, en partie contrebalancé par les intérêts créditeurs qui ont été plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants.

Les produits ont augmenté de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Outre que les intérêts créditeurs ont été plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants, les contributions de CWLP aux produits ont augmenté. CWLP a contribué aux produits pendant une période complète de neuf mois depuis le début de l'exercice 2008 comparativement à une période partielle à l'exercice précédent; toutefois, cette augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence de la baisse du nombre de contrats.

Charges nettes du siège social et autres : Les charges nettes du siège social et autres ont baissé de 1 million $ par rapport au trimestre de l'exercice précédent en raison d'une réduction d'impôts de 2 millions $ relative au règlement de questions fiscales de Terasen touchant des périodes antérieures et de la baisse des frais financiers, principalement entraînée par la diminution des emprunts nets sur la facilité de crédit, en partie contrebalancée par la hausse des dividendes sur actions privilégiées. La baisse des charges d'exploitation par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent tient surtout au ralentissement des activités à CWLP amené par un recul du nombre de contrats. Toutefois, la baisse des charges d'exploitation et celle des produits liés à CWLP se sont en grande partie annulées et n'ont pas eu d'incidence importante sur les charges nettes du siège social et autres par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les charges nettes du siège social et autres ont monté de 11 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette montée reflète les frais financiers liés à l'acquisition de Terasen ainsi que 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 une période complète de neuf mois depuis le début de l'exercice 2008 comparativement à une période partielle à l'exercice précédent. Les charges nettes du siège social et autres ont aussi augmenté en raison de la hausse des dividendes sur actions privilégiées, en partie contrebalancée par la réduction d'impôts de 2 millions $ relative au règlement de questions fiscales à Terasen touchant des périodes antérieures et par les intérêts créditeurs plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants.

Au cours du deuxième trimestre, Fortis a émis 9,2 millions d'actions privilégiées 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 $. Le produit a été affecté au remboursement de montants à payer en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société, au financement des besoins en capitaux de FortisAlberta et des services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes de même qu'aux fins générales du siège social. L'augmentation des dividendes sur actions privilégiées par rapport au trimestre et aux neuf mois correspondants de l'exercice précédent reflète les dividendes versés sur les actions privilégiées de premier rang de série G.

Bien qu'ils ne soient actuellement pas importants, les résultats financiers de TES sont aussi présentés dans le secteur Siège social et autres. TES prévoit intensifier ses activités dans la conception, la construction, la propriété et l'exploitation de systèmes d'échange d'énergie géothermique novateurs, de réseaux de conduites et de systèmes de transfert d'énergie collectifs aux fins d'assurer des sources d'énergie renouvelable. TES conclut avec des développeurs des ententes visant à fournir des systèmes d'énergie thermique de rechange aux projets de développement résidentiel et commercial en Colombie-Britannique. En septembre 2008, Terasen a annoncé des plans pour l'instauration d'un nouveau programme d'énergie de rechange fondé, comme source d'énergie, sur le biogaz issu de la conversion de déchets organiques en une source d'énergie propre renouvelable. La société a lancé un premier appel officiel de manifestations d'intérêt quant à la production de biogaz. En octobre 2008, TES a signé une entente visant la construction d'un système centralisé de chauffage et de climatisation pour un nouveau projet communautaire sur le bord du lac Okanagan. TES sera le propriétaire-exploitant de ce système d'énergie de rechange.

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 RAB

                                                    Compte de stabilisation
                                                          tarifaire lié aux
                                                          ouragans, dont le
                                                      solde est intégré aux
                                                        tarifs imposés à la
                                                   clientèle le 1er juillet
                                                    de chaque année suivant
                                                                 l'ouragan.
---------------------------------------------------------------------------
                                                               Année témoin
                                                                     future
---------------------------------------------------------------------------

                  Electricity
                  Regulatory
Caribbean         Authority                            9,00         Coût du
Utilities       ("ERA")          s.o.   15,00  15,00 -11,00    service/ RAB

                                                                  Mécanisme
                                                               d'ajustement
                                                               des plafonds
                                                              tarifaires en
                                                               fonction des
                                                                indices des
                                                                  prix à la
                                                               consommation
                                                                    publiés

                                                             En vertu de la
                                                          nouvelle licence,
                                                            la société peut
                                                          demander un tarif
                                                      additionnel spécial à
                                                          la clientèle dans
                                                         l'éventualité d'un
                                                        désastre, y compris
                                                                un ouragan.
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                                                               Année témoin
                                                                 historique
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks      Les services   s.o.   17,50  17,50  17,50         Coût du
and Caicos        publics                                      service/ RAB
                  déposent des
                  documents
                  annuels auprès
                  de la
                  Commission
                  de l'énergie
                                                         Si le RAB réel est
                                                         moins élevé que le
                                                            RAB autorisé en
                                                            raison de coûts
                                                     additionnels découlant
                                                 d'un ouragan ou d'un autre
                                                 événement, la société peut
                                                               demander une
                                                    augmentation des tarifs
                                                       de la clientèle pour
                                                          l'année suivante.
---------------------------------------------------------------------------
                                                               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 et TGVI, y compris à l'égard du coût des activités médianes et des tarifs de livraison à la clientèle résidentielle dans plusieurs zones de desserte. 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 % et à 9,32 % respectivement pour TGI et TGVI.

- 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 $.

- Avec prise d'effet le 1er avril 2008 et le 1er juillet 2008, la BCUC a approuvé des augmentations des tarifs imposés à la clientèle de TGI pour le gaz naturel et le propane. Avec prise d'effet le 1er octobre 2008, la BCUC a approuvé une diminution des tarifs facturés aux clients de TGI pour le gaz naturel. Les coûts du gaz naturel et du propane sont transférés aux clients sans majoration. Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les prix du gaz naturel et du propane avec la BCUC afin d'assurer que les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les coûts d'achat du gaz et du propane. Depuis le début de l'exercice 2008, aucune modification des tarifs pour le gaz naturel et le propane n'a été apportée pour TGVI.

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 pour 2009/2010 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.

- En septembre 2008, FortisBC a déposé sa demande de besoins de revenus provisoire pour 2009 auprès de la BCUC comportant une augmentation de tarifs générale de 5,6 % avec prise d'effet le 1er janvier 2009, et une prolongation du mécanisme d'ETR pour les exercices 2009 à 2011. L'augmentation de tarifs proposée découle du programme de dépenses en immobilisations de la société et de la hausse des achats d'électricité attribuable à la croissance soutenue de la clientèle et de la demande en électricité. Une décision à l'égard de la demande est attendue d'ici la fin de 2008.

Service public réglementé : FortisAlberta

Description sommaire:

- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, FortisAlberta s'est retrouvée 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 est 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 deuxième 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. La demande fait présentement l'objet d'un examen de la part du PUB.

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 douze 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 d'ici la fin de 2008.

- En septembre 2008, l'IRAC a approuvé, comme demandé, une modification d'environ 14 millions $ de son budget d'immobilisations de 2008 pour refléter la construction d'une nouvelle ligne de transport pour faciliter l'expansion d'un développement éolien. Le projet est entièrement financé à même les contributions de la clientèle.

- En octobre 2008, Maritime Electric a déposé une demande d'approbation du tarif de base pour 2009. L'incidence combinée prévue d'une augmentation proposée du tarif de base pour 2009 et d'une hausse prévue des coûts de l'approvisionnement énergétique, avec prise d'effet le 1er avril 2009, est de 7,46 % pour les clients résidentiels, de 7,47 % pour les clients commerciaux et de 8,25 % pour les plus importants clients industriels. Les augmentations de tarif proposées reflètent une augmentation du montant des coûts liés à l'énergie qui devront être recouvrés auprès de la clientèle à même la composante tarif de base de la facturation. L'augmentation proposée au coût de référence de l'énergie dans les tarifs de base se traduira par une diminution du montant des coûts de l'énergie qui devront être recouvrés auprès de la clientèle du fait du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité. La demande sollicite aussi un RCP maximum autorisé de 9,75 % pour 2009. Une décision à l'égard de la demande est attendue d'ici la fin du premier trimestre de 2009.

Service public réglementé : FortisOntario

Description sommaire :

- En mars 2008, la CEO a rendu sa décision relative à la demande portant sur le mécanisme tarifaire incitatif pour 2008 déposée par Canadian Niagara Power. Elle se traduit 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 pour 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. La nouvelle entente à long terme remplace un contrat à court terme existant et garantit un approvisionnement fiable et la stabilité des tarifs.

- En août 2008, Canadian Niagara Power a déposé une demande portant sur le coût de service qui sollicitait un nouveau calcul des tarifs de distribution en fonction de l'année témoin future 2009. La demande tient compte d'une structure du capital réputée être composée à 56,7 % de titres de créance et à 43,3 % de capitaux propres, et reflète un RCP provisoire de 8,39 %. La demande propose des augmentations des tarifs de distribution de 4,9 %, 9,4 % et 7,1 % respectivement pour Fort Erie, Gananoque et Port Colborne, avec prise d'effet le 1er mai 2009. Les augmentations proposées tiennent compte principalement de l'incidence des mises à niveau du réseau de distribution. Canadian Niagara Power prévoit que l'audience relative à la demande débutera au quatrième trimestre de 2008 et qu'une décision sera rendue en avril 2009.

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 l'instance de révision tarifaire annuelle pour la période tarifaire annuelle allant du 1er juillet 2008 au 30 juin 2009.

- En avril 2008, Belize Electricity a déposé une demande de révision tarifaire annuelle 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 réitéré 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 général 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 RAB autorisé cible de Belize Electricity, le faisant passer de 12 % à 10 % au moyen d'une réduction du volet DVA du tarif moyen de l'électricité. La décision finale se traduirait par la réduction de la quote-part de la Société du bénéfice de Belize Electricity d'environ 5 millions $ sur les douze prochains mois. La décision finale