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AltaGas Ltd. — Annual Report 2020
Mar 3, 2021
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Annual Report
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ALTAGAS LTD. Notice annuelle
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020
Le 25 février 2021
TABLE DES MATIÈRES
RENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX ....................................................................................................................................... 3 INFORMATION PROSPECTIVE .......................................................................................................................................... 3 GLOSSAIRE ......................................................................................................................................................................... 4 CONVERSION MÉTRIQUE ................................................................................................................................................ 13 STRUCTURE DE LA SOCIÉTÉ .......................................................................................................................................... 13 APERÇU DE L’ENTREPRISE ............................................................................................................................................ 14 EMPREINTE GÉOGRAPHIQUE D’ALTAGAS .................................................................................................................... 15 PERSPECTIVES ................................................................................................................................................................ 16 ÉVOLUTION GÉNÉRALE DES ACTIVITÉS D’ALTAGAS .................................................................................................. 16 ÉVOLUTION DE L’ENTREPRISE DE SERVICES PUBLICS D’ALTAGAS ................................................................ 17 ÉVOLUTION DE L’ENTREPRISE INTERMÉDIAIRE D’ALTAGAS ............................................................................ 18 ÉVOLUTION DU SECTEUR SIÈGE SOCIAL/AUTRES D’ALTAGAS ........................................................................ 19 ACTIVITÉS DE LA SOCIÉTÉ ............................................................................................................................................. 20 ENTREPRISE DE SERVICES PUBLICS ................................................................................................................... 21 ENTREPRISE INTERMÉDIAIRE ............................................................................................................................... 38 SECTEUR SIÈGE SOCIAL/AUTRES ......................................................................................................................... 57 STRUCTURE DU CAPITAL ................................................................................................................................................ 59 GÉNÉRALITÉS ................................................................................................................................................................... 62 EMPLOYÉS ............................................................................................................................................................... 62 ADMINISTRATEURS ET DIRIGEANTS ..................................................................................................................... 62 ADMINISTRATEURS ................................................................................................................................................. 62 HAUTS DIRIGEANTS ................................................................................................................................................ 65 COMITÉ D’AUDIT ...................................................................................................................................................... 66 FACTEURS DE RISQUE .................................................................................................................................................... 68 ENVIRONNEMENT, RESPONSABILITÉ SOCIALE ET GOUVERNANCE......................................................................... 86 DIVIDENDES ...................................................................................................................................................................... 90 MARCHÉ POUR LA NÉGOCIATION DES TITRES ........................................................................................................... 92 NOTES DE CRÉDIT ........................................................................................................................................................... 95 CONTRATS IMPORTANTS ................................................................................................................................................ 97 MEMBRES DE LA DIRECTION ET AUTRES PERSONNES INTÉRESSÉS DANS DES OPÉRATIONS IMPORTANTES 98 POURSUITES .................................................................................................................................................................... 98 APPLICATION DE LA LOI .................................................................................................................................................. 99 INTÉRÊTS DES EXPERTS ................................................................................................................................................ 99 INFORMATION SUPPLÉMENTAIRE ................................................................................................................................. 99 AGENTS DES TRANSFERTS ET AGENTS CHARGÉS DE LA TENUE DES REGISTRES ............................................ 100 ANNEXE A : RÈGLES DU COMITÉ D’AUDIT .................................................................................................................. 101
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 2
RENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX
À moins d’indication contraire, l’information contenue dans la présente notice annuelle est arrêtée en date du 31 décembre 2020 et le terme « dollar » désigne le dollar canadien. L’information financière est présentée conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. On trouvera sous la rubrique « Glossaire » la définition de certains termes et la signification de certaines abréviations figurant dans la présente notice annuelle.
INFORMATION PROSPECTIVE
La présente notice annuelle contient de l’information prospective (les « déclarations prospectives »), signalée par des termes comme « prévoir », « pouvoir », « s’attendre à », « croire », « chercher à », « se proposer de », « envisager de », « estimer », « mettre l’accent sur », « s’efforcer de », « projet », « cible », « possible », « objectif », « continuer », « perspectives », « vision », « occasion », éventuellement employés au futur ou au conditionnel, et d’autres expressions semblables faisant état de faits ou de résultats à venir et portant sur la Société ou un membre de son groupe. En particulier, la notice annuelle contient des déclarations prospectives se rapportant aux objectifs commerciaux, à la croissance, aux résultats d’exploitation, au rendement, aux projets commerciaux, aux débouchés et aux résultats financiers de la Société. Plus particulièrement, les déclarations prospectives contenues dans le présent document concernent notamment la stratégie, les priorités et l’orientation de la Société relativement à ses secteurs Services publics et Intermédiaire; les priorités stratégiques de la Société pour 2021; le moment des dépôts, procédures et décisions réglementaires d’importance dans le secteur Services publics; la durée des ordonnances des autorités de réglementation des services publics concernant l’état d’urgence sanitaire pour lutter contre la crise de COVID-19; le calendrier prévu des coûts liés aux engagements de fusion; les obligations éventuelles de Washington Gas en matière de remise en état des biens immobiliers; les dates d’entrée en service et d’achèvement des projets actuels de l’entreprise intermédiaire; les dates d’entrée en vigueur des lois importantes sur l’environnement; et la durée de l’interruption du RRD.
Ces déclarations font état de risques, d’incertitudes et d’autres facteurs connus et inconnus pouvant faire en sorte que les résultats et les faits réels diffèrent considérablement de ceux qui ont été exprimés ou sous-entendus dans ces déclarations. Elles indiquent les attentes, les estimations et les projections actuelles d’AltaGas à propos de faits à venir d’après certaines hypothèses et certains facteurs établis au moment où les déclarations ont été faites. Les hypothèses importantes portent notamment sur la durée et les effets attendus de la pandémie de COVID-19; l’offre, la demande et les prix attendus des marchandises; les volumes et les tarifs; les taux de change; l’inflation; les taux d’intérêt; les notes de crédit; les approbations et politiques réglementaires; les coûts d’exploitation et d’immobilisations futurs; les dates d’achèvement des projets; la capacité, ainsi que les résultats des négociations de contrats commerciaux importants.
Les déclarations prospectives d’AltaGas sont exposées à des risques et incertitudes capables d’entraîner des différences dans les résultats ou les faits par rapport aux attentes actuelles, en ce qui concerne par exemple les risques concernant la COVID-19; la santé et sécurité; l’intégration de Petrogas; l’exploitation; la réglementation; la cybersécurité, les systèmes informatiques et les systèmes de contrôle; les litiges; le climat, y compris la tarification du carbone; les modifications apportées aux lois; l’incertitude politique et les troubles civils; l’infrastructure; les interruptions de service; les coûts des fermetures, des abandons et des remises en état; la réputation; les données météorologiques; les revendications foncières et juridiques des autochtones; l’obligation de la Couronne de consulter les peuples autochtones; les marchés des capitaux et la liquidité; la conjoncture économique; le crédit interne; les taux de change; le financement par emprunt, le refinancement et le service de la dette; les taux d’intérêt; les incidents touchant les systèmes et les
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 3
procédés techniques; la dépendance envers certains partenaires; la stratégie de croissance; la construction et la mise en valeur; le transport de produits pétroliers; l’incidence de la concurrence sur les activités d’AltaGas; le crédit de contrepartie; le marché; la composition; les garanties; les accords déclaratoires; le retard dans l’affectation des fonds du budget fédéral américain; le cours des actions ordinaires et des autres titres; la fluctuation des dividendes; les ventes éventuelles d’actions supplémentaires; le volume débité; l’approvisionnement en gaz naturel; les coûts et limitations de la gestion des risques; les pertes sous-assurées ou non assurées; les engagements pris envers les autorités de réglementation pour faire approuver l’acquisition de WGL; les actions collectives en valeurs mobilières et les actions dérivées; l’acceptabilité du prix de l’électricité et des ressources; les coûts des prestations de retraite offertes; les relations de travail; les membres clés du personnel; l’échec des fournisseurs de service; le respect du paragraphe 404(a) de la Loi Sarbanes-Oxley; et les autres facteurs décrits à la rubrique « Facteurs de risque » de la présente notice annuelle.
De nombreux facteurs pourraient faire en sorte que les résultats, le rendement ou les réalisations futurs d’AltaGas ou d’un secteur de l’entreprise en particulier diffèrent de ceux indiqués dans la notice annuelle, en particulier les facteurs mentionnés ci-dessus et la fausseté possible des hypothèses sur lesquelles ils sont fondés. Ces facteurs ne devraient pas être considérés comme exhaustifs. Si un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes se concrétisaient ou si les hypothèses sous-jacentes aux déclarations prospectives se révélaient inexactes, les résultats réels pourraient différer considérablement des résultats escomptés, prévus, envisagés, recherchés, proposés, estimés, projetés, attendus ou visés indiqués dans la notice annuelle, auxquels il ne faut pas accorder une confiance excessive. L’effet d’une hypothèse, d’un risque, d’une incertitude ou d’un autre facteur donné sur une déclaration prospective en particulier ne peut pas être établi avec certitude, étant donné leur interdépendance, et les décisions et mesures prises par AltaGas à l’avenir dépendront de l’évaluation faite par la direction de toute l’information au moment en cause. Ces déclarations sont valables uniquement en date de la notice annuelle. AltaGas n’a pas l’intention de les mettre à jour et n’y est pas tenue, sauf exigence de la loi. Les déclarations prospectives contenues dans la notice annuelle sont présentées expressément sous réserve du présent avertissement.
L’information financière prospective contenue dans la notice annuelle concernant les résultats d’exploitation, la situation financière ou les flux de trésorerie prospectifs est fondée sur des hypothèses à propos de l’avenir, notamment quant à la conjoncture et aux plans d’action proposés, fondées sur l’information dont dispose actuellement la direction. Les lecteurs sont priés de noter que l’information financière prospective contenue dans la notice annuelle ne devrait pas être utilisée à des fins autres que celles pour lesquelles elle est communiquée aux présentes.
GLOSSAIRE
Sauf indication contraire du contexte, les définitions ci-après s’appliquent à la notice annuelle, et les termes « convention » et « contrat », au singulier ou au pluriel, désignent les conventions et les contrats modifiés, complétés ou mis à jour en vigueur en date des présentes.
« accords déclaratoires » Les accords de déclaration, de gestion et de traitement concernant Harmattan.
« ACI » AltaGas Canada Inc., qui a changé sa dénomination pour TriSummit Utilities Inc.
« acquisition de Petrogas » L'acquisition par AltaGas d'une participation majoritaire dans Petrogas le 15 décembre 2020.
« acquisition de WGL » L’acquisition par AltaGas, indirectement par l’entremise de Wrangler, de WGL au moyen de la fusion de Wrangler avec WGL aux termes de la convention de fusion. Cette acquisition s’est clôturée le 6 juillet 2018.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 4
« actionnaires » Les porteurs d’actions ordinaires.
« actions à 4,25 $ de Washington Gas » Les actions privilégiées à dividende cumulatif de série 4,25 $ US de Washington Gas rachetées par Washington Gas le 20 décembre 2019.
« actions à 4,80 $ de Washington Gas » Les actions privilégiées à dividende cumulatif de série 4,80 $ US de Washington Gas rachetées par Washington Gas le 20 décembre 2019.
« actions à 5,00 $ de Washington Gas » Les actions privilégiées à dividende cumulatif de série 5,00 $ US de Washington Gas rachetées par Washington Gas le 20 décembre 2019.
« actions de série A » Les actions privilégiées à taux fixe rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série A d’AltaGas.
« actions de série B » Les actions privilégiées à taux variable et à dividende cumulatif rachetables, série B d’AltaGas.
« actions de série C » Les actions privilégiées à taux fixe rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série C d’AltaGas (dollars américains).
« actions de série E » Les actions privilégiées à taux fixe rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série E d’AltaGas.
« actions de série G » Les actions privilégiées à taux fixe rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série G d’AltaGas.
« actions de série H » Les actions privilégiées à taux variable et à dividende cumulatif rachetables, série H d’AltaGas.
« actions de série I » Les actions privilégiées à taux fixe minimum rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série I, d’AltaGas, qui ont été rachetées par AltaGas le 31 décembre 2020.
« actions de série K » Les actions privilégiées à taux fixe minimum rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série K, d’AltaGas.
« actions ordinaires » Les actions ordinaires d’AltaGas Ltd.
« actions privilégiées » Les catégories d’actions privilégiées d’AltaGas Ltd., notamment les actions de série A, les actions de série B, les actions de série C, les actions de série E, les actions de série G, les actions de série H, les actions de série I et les actions de série K.
« actions privilégiées de Washington Gas » Les actions privilégiées de Washington Gas en tant que catégorie, notamment les actions à 4,25 $ de Washington Gas, les actions à 4,80 $ de Washington Gas et les actions à 5,00 $ de Washington Gas.
« AER » L’Alberta Energy Regulator.
« AESO » L’Alberta Electric System Operator.
- « AIJVLP » La coentreprise AltaGas Idemitsu Joint Venture Limited Partnership.
« AltaGas » ou « Société » AltaGas Ltd., à laquelle est assimilé son groupe de sociétés si le contexte l’exige.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 5
« ARB » L’Air Resources Board de la Californie.
- « ASC » L’Alberta Securities Commission.
« AUI » AltaGas Utilities Inc.
« avis d’option de vente » L’avis remis par SAM à AIJVLP indiquant l’exercice par SAM de son option de vendre sa participation d’environ un tiers dans Petrogas.
« b » Baril d’éthane ou d’autres LGN en réservoirs de stockage, le volume de LGN étant exprimé en barils de 42 gallons américains ou de 34,972 gallons impériaux.
« b/j » Barils par jour.
-
« Birchcliff » Birchcliff Energy Ltd.
-
« Black Swan » Black Swan Energy Ltd.
-
« Blythe » Blythe Energy Inc.
« BMT » Les billets à moyen terme émis en vertu de l’acte de fiducie modifié intervenu le 1[er] juillet 2010 entre AltaGas et Société de fiducie Computershare du Canada, dans sa version éventuellement modifiée ou complétée, ou en vertu de l’acte de fiducie intervenu le 26 septembre 2017 entre AltaGas et Société de fiducie Computershare du Canada, dans sa version éventuellement modifiée ou complétée, selon le cas.
« Brush II » La centrale de 70 MW alimentée au gaz située au Colorado, dont AltaGas Brush Energy Inc., filiale indirecte en propriété exclusive d’AltaGas, est propriétaire.
« BSOC » Le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien.
« C.-B. » La province de la Colombie-Britannique au Canada.
- « CAISO » California Independent System Operator.
« CCEMA » La Climate Change and Emissions Management Act , S.A. 2003, C-16.7, dans sa version éventuellement modifiée, y compris ses règlements d’application.
« CCIR » Le Carbon Competitiveness Incentive Regulation , A.R. 255/2017, pris en application de la CCEMA, dans sa version éventuellement modifiée.
« Central Penn » Le gazoduc Central Penn, d’une longueur de 185 milles, qui relie les comtés de Susquehanna et de Lancaster, en Pennsylvanie.
« centrales hydroélectriques du Nord-Ouest » Les trois centrales hydroélectriques au fil de l’eau du nord-ouest de la Colombie-Britannique appartenant auparavant à la Société.
« centre énergétique Blythe » L’installation de production alimentée au gaz d’une puissance de 507 MW, située près de Blythe, en Californie, et les lignes de transport accessoires de 67 milles appartenant à Blythe, filiale indirecte en propriété exclusive d’AltaGas.
- « CFIUS » Le Committee on Foreign Investment in the United States.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 6
- « CINGSA » Cook Inlet Natural Gas Storage Alaska, LLC.
« CN » La Compagnie des chemins de fer nationaux du Canada.
- « CO2 » Dioxyde de carbone.
« comité ESS » Le comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité du conseil d’administration.
« complexe Townsend » Collectivement, l’installation de Townsend, Townsend 2A et Townsend 2B.
- « conseil d’administration » Le conseil d’administration d’AltaGas.
« Constitution » Constitution Pipeline Company, LLC, entité formée pour créer un gazoduc transportant du gaz naturel de la région de Marcellus dans le nord de la Pennsylvanie jusqu’à des marchés du nord-est.
« convention de fusion » La convention et plan de fusion intervenue en date du 25 janvier 2017 entre AltaGas, Wrangler et WGL.
« COVID-19 » La nouvelle maladie à coronavirus 2019.
-
« DBRS » DBRS Limited et ses successeurs.
-
« décatherme » Dix unités thermales.
« degré-jour » Nombre de degrés de la température quotidienne moyenne inférieur à 65 degrés Fahrenheit pour SEMCO Gas, ENSTAR et Washington Gas de sorte qu’un degré de différence correspond à un degré-jour.
« DOEE » Le Department of Energy and Environment du district de Columbia.
-
« dollar américain » ou « $ US » Le dollar des États-Unis.
-
« EAE » Entente d’achat d’électricité.
-
« Enerchem » Enerchem International Inc., filiale en propriété exclusive de Petrogas.
-
« ENSTAR » L’entreprise de distribution de gaz naturel dirigée par SEMCO Energy en Alaska sous la dénomination « ENSTAR Natural Gas Company ».
-
« entités isolées » Washington Gas et SPE.
-
« entités non isolées » AltaGas et les membres de son groupe autres que Washington Gas et SPE.
-
« EQM » EQM Gathering Opco, LLC.
-
« EQT » EQT Midstream Partners, LP.
-
« équivalent-CO2 » Équivalent en dioxyde de carbone.
-
« ESG » L’environnement, la responsabilité sociale et la gouvernance.
-
« États-Unis » ou « É.-U. » Les États-Unis d’Amérique.
-
« FERC » La Federal Energy Regulatory Commission des États-Unis.
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« Fitch » Fitch Ratings Inc.
« g » Gramme.
« gazoduc de jonction Marquette » Le gazoduc récemment achevé, dont SEMCO Gas est le propriétaire exploitant et qui relie le réseau de transport gazier Great Lakes au gazoduc de Northern Natural Gas à Marquette, dans le Michigan.
« GES » Les gaz à effet de serre.
« GJ » Gigajoule ou 1 000 000 000 de joules.
- « GNL » Gaz naturel liquéfié.
« Gpi[3] » Un milliard de pi[3] ou 1 000 000 de kpi[3] de gaz naturel.
« Gpi[3] /j » Gpi[3] par jour.
- « GPL » Gaz de pétrole liquéfié.
« GSA » Organismes appelés Groundwater Sustainability Agencies.
« GWh » Gigawatt-heure ou 1 000 000 000 de watts-heures. Le watt-heure correspond à un watt de débit d’électricité constant pendant une heure.
« Hampshire » ou « Hampshire Gas » Hampshire Gas Company, filiale de WGL qui fournit à Washington Gas des services de stockage de gaz naturel interétatiques réglementés selon un tarif pour services de stockage interétatiques approuvé par la FERC.
« Harmattan » Les installations de traitement de gaz et d’extraction d’Harmattan et les installations connexes, qui appartiennent à Harmattan Gas Processing Limited Partnership, filiale indirecte en propriété exclusive d’AltaGas.
« Heritage Gas » Heritage Gas Limited.
« Idemitsu » Idemitsu Kosan Co., Ltd.
« installation de Blair Creek » L’installation de traitement de Blair Creek située à environ 140 km au nord-ouest de Fort St. John, en Colombie-Britannique, dont AltaGas Northwest Processing Limited Partnership, filiale indirecte en propriété exclusive d’AltaGas, est propriétaire.
« installation de Gordondale » L’installation de traitement du gaz de Gordondale située dans la région de Gordondale de la zone de réserve Montney, à environ 100 km au nord-ouest de Grande Prairie, en Alberta, qui appartient à AltaGas Northwest Processing Limited Partnership, filiale indirecte en propriété exclusive d’AltaGas.
« installation de North Pine » L’installation de séparation des LGN située environ 40 km au nord-ouest de Fort St. John, en Colombie-Britannique.
« installation de stockage d’énergie de Pomona » L’installation de stockage de batteries au lithium-ion de 20 MW située à Pomona, en Californie, qui a été vendue en 2020.
« installation de stockage de CINGSA » L’installation de stockage sur place dans la région de Cook Inlet en Alaska et dont CINGSA est propriétaire exploitant.
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« installation de Townsend » L’installation de traitement à faible profondeur de 198 Mpi[3] /j située dans le nord-est de la Colombie-Britannique appartenant à AltaGas Northwest Processing Limited Partnership.
-
« IPC » L’indice des prix à la consommation.
-
« Kelt » Kelt Exploration (LNG) Ltd.
-
« km » Kilomètre.
-
« kpi[3] » 1 000 pieds cubes de gaz naturel à des conditions normales de mesure impériale.
-
« kpi[3] /j » 1 000 pieds cubes par jour.
-
« kWh » Kilowattheure.
« LACC » La Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies , L.R.C. 1985 ch. C-36, dans sa version éventuellement modifiée, y compris ses règlements d’application.
« LCSA » La Loi canadienne sur les sociétés par actions , L.R.C. 1985, ch. C-44, dans sa version éventuellement modifiée, y compris ses règlements d’application.
-
« LGN » Les liquides de gaz naturel, composés principalement de propane, de butane et de condensats.
-
« Loi Sarbanes-Oxley » La Sarbanes-Oxley Act of 2002 .
-
« MDth » Un million de décathermes.
-
« Moody’s » Moody’s Investor Service.
-
« Mountain Valley » Le gazoduc Mountain Valley, un investissement en actions de WGL Midstream.
-
« Mpi[3] » 1 000 000 de pieds cubes de gaz naturel à des conditions normales de mesure.
-
« Mpi[3] /j » 1 000 000 de pieds cubes par jour.
-
« MPSC » La Michigan Public Service Commission.
-
« MW » Mégawatt ou 1 000 000 de watts. Le watt est l’unité de mesure de puissance électrique.
-
« MWh » Mégawatt-heure ou 1 000 000 de watts-heures. Le watt-heure correspond à un watt de débit d’électricité constant pendant une heure.
-
« NAESB » Le North American Energy Standards Board.
-
« NGTL » NOVA Gas Transmission Ltd.
-
« notice annuelle » La présente notice annuelle.
-
« Nova Chemicals » NOVA Chemicals Corporation.
-
« NOx » Oxydes d’azote.
-
« NTSB » Le National Transportation Safety Board.
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« O2 » Oxygène.
« option de vente » L’option de SAM de vendre sa participation d’environ un tiers dans Petrogas.
« options d’achat d’actions » Les options d’achat d’actions ordinaires attribuées aux termes du régime d’options d’achat d’actions d’AltaGas.
« PAFI » Le programme d’amélioration de la fiabilité des infrastructures.
-
« Painted Pony » Painted Pony Petroleum Ltd.
-
« PAPE d’ACI » Le premier appel public à l’épargne d’ACI.
« PEEP » L’usine d’extraction Pembina Empress et les installations connexes.
« Pembina » Pembina Infrastructure and Logistics LP.
« Petrogas » Petrogas Energy Corp., société intermédiaire intégrée nord-américaine dans laquelle AltaGas a acquis, le 15 décembre 2020, une participation majoritaire.
« pipelines de North Pine » Les deux pipelines d’approvisionnement en LGN d’un diamètre de huit pouces et d’une longueur d’environ 40 km chacun qui relient l’actuel terminal routier sur la route de l’Alaska à l’installation de North Pine.
« PNG » Pacific Northern Gas Ltd.
« Pomona » La centrale de 44,5 MW alimentée au gaz située à Pomona, en Californie, qui a été vendue en 2020.
« Pool » Le plan exploité par l’AESO visant : (i) l’échange d’électricité; (ii) le règlement financier de l’échange d’électricité.
« PRC » Le programme de remplacement de conduites.
« PROJECT pipes » Le programme accéléré de remplacement de conduites sur 40 ans de Washington Gas, lancé en 2014 dans le district de Columbia et destiné à accroître la sécurité et la fiabilité de ses systèmes.
« PRPA » L’administration portuaire de Prince Rupert.
« PSC du DC » La Public Service Commission du district de Columbia.
« PSC du Maryland » La Public Service Commission du Maryland.
« RCA » La Regulatory Commission of Alaska.
« RCP » Rendement des capitaux propres.
« régime de réinvestissement » Le régime de réinvestissement des dividendes et d’achat en espèces facultatif Premium Dividend[MC] de la Société.
« RILE LP » Ridley Island LPG Export Limited Partnership, dans laquelle des filiales d’AltaGas détiennent une participation de 70 % et Vopak, une participation de 30 %.
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« RIPET » Le terminal d’exportation de propane de Ridley Island, construit par Ridley Island LPG Export Limited Partnership, filiale d’AltaGas, capable d’expédier jusqu’à 1,2 million de tonnes de propane par année et devant être construit sur un terrain loué par Ridley Terminals Inc. à la PRPA sur Ridley Island, près de Prince Rupert, en Colombie-Britannique.
« Ripon » La centrale de 49,5 MW alimentée au gaz située à Ripon, en Californie, qui a été vendue en 2020.
« Royal Vopak » Koninklijke Vopak N.V., société ouverte constituée sous le régime des lois des Pays-Bas.
« RTI » Ridley Terminals Inc.
« S&P » Standard & Poor’s Rating Services et ses successeurs.
« SAM » Sam Holdings Ltd.
« SAVE » Le Steps to Advance Virginia’s Energy Plan.
« SCC de Virginie » La Commonwealth of Virginia State Corporation Commission.
« SCE » Southern California Edison Company.
« SEDAR » Le système électronique de données, d’analyse et de recherche, www.sedar.com.
« SEMCO Energy » SEMCO Energy, Inc.
« SEMCO Gas » Les activités de distribution de gaz naturel au Michigan menées par SEMCO Energy au Michigan sous le nom SEMCO Energy Gas Company.
« SGMA » La Sustainable Groundwater Management Act.
« Shell Energy » Shell Energy North America (US), LP.
« SPE » Wrangler SPE LLC, filiale ad hoc en propriété exclusive de WGL, constituée pour être hors d’atteinte de la faillite.
« STRIDE » Le Strategic Infrastructure Development Enhancement Plan.
« système de gestion ESS » Le système de gestion de l’environnement, de la santé et de la sécurité d’AltaGas.
« système Stonewall » Le système de collecte de gaz Stonewall.
« TCJA » La Tax Cuts and Jobs Act of 2017.
« terminal de Ferndale » L’usine de stockage, de distribution et d’exportation visant l’expédition en vrac de propane et de butane située sur la côte ouest près de Ferndale, Washington, et appartenant à une filiale de Petrogas.
-
« TIER » Le Technology Innovation and Emissions Reduction.
-
« Tourmaline » Tourmaline Oil Corp.
« Townsend 2A » Le premier réseau de 99 Mpi[3] /j de l’agrandissement de l’installation de Townsend, situé sur le site actuel de l’installation de Townsend, qui est contigu à l’installation de Townsend actuellement en service.
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« Townsend 2B » L’installation de traitement de gaz de coupe lourde C3+ de 198 Mpi[3] /j qui sera située sur le site actuel de l’installation de Townsend, contigu à l’installation de Townsend actuellement en service.
-
« Transco » Transcontinental Gas Pipeline Company LLC.
-
« TSX » La Bourse de Toronto.
« UEEE » L’usine d’extraction d’éthane d’Edmonton et les installations connexes. La participation d’AltaGas appartient à AltaGas Extraction and Transmission Limited Partnership, sa filiale indirecte en propriété exclusive.
« UEEJ » L’usine d’extraction d’éthane de Joffre et les installations connexes.
-
« UGS » Usine de gaz synthétique.
-
« USEPA » L’Environmental Protection Agency des États-Unis.
« Vopak » Vopak Development Canada Inc., filiale en propriété exclusive de Royal Vopak.
« Washington Gas » Washington Gas Light Company, filiale de WGL qui vend et achemine du gaz naturel principalement à des clients de détail dans le district de Columbia, au Maryland et en Virginie conformément aux tarifs approuvés par la PSC du DC, la PSC de Maryland et la SCC de Virginie.
« Washington Gas Resources » Washington Gas Resources Corporation, filiale de WGL qui est propriétaire de la majorité des filiales qui n’offrent pas de services publics.
« WGL » WGL Holdings, Inc., filiale indirecte d’AltaGas.
« WGL Energy Services » WGL Energy Services, Inc. (auparavant Washington Gas Energy Services, Inc.), filiale de Washington Gas Resources qui vend du gaz naturel et de l’électricité à des clients de détail de façon non réglementée.
« WGL Energy Systems » WGL Energy Systems, Inc. (auparavant Washington Gas Energy Systems, Inc.), filiale de Washington Gas Resources qui fournit des solutions d’énergie commerciale efficaces et durables au gouvernement et à des clients commerciaux.
« WGL Midstream » WGL Midstream, Inc., filiale de Washington Gas Resources qui acquiert et optimise des installations de stockage et de transport du gaz naturel.
« WGSW » WGSW, Inc., filiale de Washington Gas Resources qui a été constituée pour investir dans certains projets d’énergie renouvelable.
« Wrangler » Wrangler Inc., société de la Virginie et filiale en propriété exclusive indirecte d’AltaGas.
« Younger » L’usine d’extraction Younger et les installations connexes. La participation d’AltaGas appartient à AltaGas Extraction and Transmission Limited Partnership, sa filiale indirecte en propriété exclusive.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 12
CONVERSION MÉTRIQUE
Le tableau suivant donne certains facteurs de conversion courants entre les unités de mesure anglo-saxonnes et le système international d’unités (ou unités métriques).
| Pour convertir en multiplier par kpi3 mètres cubes 28,174 mètres cubes pieds cubes 35,494 b mètres cubes 0,159 mètres cubes b 6,29 tonnes tonnes anglaises 0,98 tonnes métriques b(propane) 12,40 |
Pour convertir en multiplier par |
|---|---|
| pieds mètres 0,305 |
|
| mètres pieds 3,281 |
|
| milles km 1,609 |
|
| km milles 0,621 |
|
| gigajoule kpi3 0,9482 |
|
| tonnes métriques b(butane) 10,90 |
STRUCTURE DE LA SOCIÉTÉ
Constitution
AltaGas est une société canadienne issue d’une fusion réalisée le 1[er] janvier 2020 sous le régime de la LCSA. AltaGas et/ou les sociétés dont elle est aux droits ont commencé à exercer leurs activités à Calgary (Alberta) le 1[er] avril 1994 et AltaGas maintient toujours son siège social et principal établissement à Calgary (Alberta), au 1700, 355 – 4th Avenue SW, Calgary (Alberta) T2P 0J1. AltaGas est une société ouverte, dont les actions ordinaires sont inscrites aux fins de négociations à la cote de la TSX sous le symbole « ALA ».
Statuts modifiés
Le 1[er] juillet 2010, AltaGas a déposé des clauses d’arrangement en vertu de la LCSA pour donner effet à la fusion d’AltaGas Ltd., d’AltaGas Conversion Inc. et d’AltaGas Conversion #2 Inc. qui a vu la création d’AltaGas. Après le dépôt des clauses d’arrangement, AltaGas a déposé des clauses modificatrices qui faisaient état de la création de chaque série d’actions privilégiées aux dates suivantes : (i) le 13 août 2010, création de la première série d’actions privilégiées, des actions de série A, de la deuxième série d’actions privilégiées et des actions de série B; (ii) le 1[er] juin 2012, création de la troisième série d’actions privilégiées, des actions de série C, de la quatrième série d’actions privilégiées et des actions de série D; (iii) le 9 décembre 2013, création de la cinquième série d’actions privilégiées, des actions de série E, de la sixième série d’actions privilégiées et des actions de série F; (iv) le 27 juin 2014, création de la septième série d’actions privilégiées, des actions de série G, de la huitième série d’actions privilégiées et des actions de série H; (v) le 17 novembre 2015, création de la neuvième série d’actions privilégiées, des actions de série I, de la dixième série d’actions privilégiées et des actions de série J; (vi) le 15 février 2017, création de la onzième série d’actions privilégiées, des actions de série K, de la douzième série d’actions privilégiées et des actions de série L. Le 1[er] janvier 2020, AltaGas a déposé des statuts de fusion pour donner effet à sa fusion avec ses filiales hors exploitation AltaGas Investment Ltd., 11801376 Canada Ltd. et Northwest Triumph Contracting Ltd.
Liens intersociétés
L’organigramme suivant indique la dénomination et le territoire de constitution de certaines filiales d’AltaGas à la date de la présente notice annuelle. Il ne présente pas toutes les filiales d’AltaGas. Les actifs et les produits globaux des filiales exclues n’excèdent pas individuellement 10 % et dans l’ensemble 20 % des actifs consolidés totaux ou des produits consolidés totaux d’AltaGas en date du 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 13
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99,98 %
0,02 %
0,01 %
0,01 % 99,99 %
99,99 %
70 %
0,01 %
99,99 %
0,01 % (Virginie)
99,99 % 0,01 % 0,01 % Occidentale) (Virginie-
74 % 99,99 %
(Virginie)
69,993 %
(Colombie-Britannique) (Colombie-Britannique)
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(1) Mis à jour à la date de la présente notice annuelle.
-
(2) Sauf indication contraire, la propriété est de 100 %.
APERÇU DE L’ENTREPRISE
La société canadienne AltaGas est une importante société nord-américaine d’infrastructures d’énergie qui achemine des liquides de gaz naturel (LGN) et du gaz naturel à des marchés nationaux et mondiaux. À long terme, la Société vise à faire croître ses secteurs Services publics et intermédiaire en cherchant à déployer ses capitaux de façon optimale. Dans le secteur intermédiaire, la Société cherche principalement à optimiser la chaîne de valeur entière des exportations énergétiques en fournissant des solutions aux producteurs, y compris un accès au marché mondial à partir de la côte ouest de l’Amérique du Nord grâce à sa présence dans la région de Montney. Dans le secteur Services publics, la Société cherche à croître grâce à son investissement dans la base tarifaire et à l’utilisation de programmes accélérés de remplacement, tout en offrant des services efficaces et économiques à ses clients.
En 2020, AltaGas a modifié ses secteurs isolables pour les aligner sur la structure de ses activités après les ventes d’actifs réalisées dans le cadre de son programme de monétisation d’actifs de 2019. Après ces changements, AltaGas s’est recentrée sur ses principaux secteurs Services publics et Intermédiaire. Conformément à la vision stratégique de la direction pour les activités et la base sur laquelle cette dernière évalue la performance et attribue les ressources, AltaGas compte à partir de 2020 deux secteurs d’exploitation : Services publics (qui comprend maintenant les activités de commercialisation au détail de WGL) et Intermédiaire. Ces secteurs d’exploitation n’ont pas été regroupés lors de la détermination des secteurs isolables d’AltaGas. Tous les autres actifs sont présentés dans le secteur Siège social/autres. Les secteurs d’exploitation d’AltaGas sont les suivants :
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 14
-
le secteur Services publics, propriétaire de services publics réglementés de distribution de gaz naturel, qui dessert près de 1,7 million de clients formant une base tarifaire d’environ 4,3 milliards de dollars américains dans cinq territoires américains, et de deux installations de stockage de gaz naturel à tarifs réglementés aux États-Unis, qui fournissent du gaz naturel abordable à des clients résidentiels et commerciaux. Le secteur Services publics comprend également des installations de stockage et des contrats de transport et de stockage de gaz naturel interétatiques, ainsi que le segment affilié de commercialisation au détail de l’énergie, qui rejoint environ 0,5 million de clients;
-
le secteur intermédiaire, qui comprend une participation de 70 % dans le RIPET et une participation d'environ 74 % dans le terminal de Ferndale, permettant à AltaGas de faire valoir ses services le long de la chaîne de valeur énergétique dans l’Ouest canadien et dans l’ouest des États-Unis, comme la collecte et le traitement de gaz naturel, l’extraction et le fractionnement de LGN et la commercialisation du gaz naturel et de LGN. Le secteur intermédiaire comprend également la transmission, le stockage et une participation dans un gazoduc réglementé dans la formation gazière Marcellus/Utica, dans le nord-est des États-Unis. À la clôture de l’acquisition de Petrogas, le secteur intermédiaire comprend également une participation de 74 % dans les autres activités de Petrogas, notamment l’exportation et la distribution de GPL, les terminaux nationaux, les fluides et carburants des sites de puits et le camionnage et la manutention des liquides.
Le secteur Siège social/autres comprend les activités du siège social d’AltaGas et un petit portefeuille d’actifs d’électricité restants, dont certains seront imminemment vendus.
EMPREINTE GÉOGRAPHIQUE D’ALTAGAS
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Services publics
Détroit
DE
Zone de distribution de gaz
VIRGINIE
Installation de stockage de gaz OCCIDENTALE
VIRGINIE
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AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 15
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Intermédiaire
Détroit
COLOMBIE-BRITANNIQUE
Usine de fractionnement de LGN
Usine de traitement de gaz
Usine de traitement et
de fractionnement
Terminal d’exportation de GPL VIRGINIE-
OCCIDENTALE VIRGINIE
Canalisations de distribution
de gaz en construction
Installation de stockage
Terminal de Petrogas
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PERSPECTIVES
En 2021, AltaGas prévoit se concentrer sur l’avancement de sa stratégie à long terme qui consiste à bâtir une entreprise de services publics et intermédiaire diversifiée conçue pour fournir à ses parties prenantes une valeur solide et durable qui mise sur le long terme. Les priorités stratégiques spécifiques pour 2021 sont les suivantes :
-
Continuer à livrer du gaz naturel et des GPL à des prix abordables sur les marchés nationaux et mondiaux, de manière sûre, fiable et efficace;
-
Promouvoir le modèle d’excellence opérationnelle d’AltaGas pour améliorer les processus d’affaires et gérer les coûts de manière rigoureuse afin d’améliorer l’expérience client et les rendements;
-
Bâtir une entreprise d’envergure mondiale dans le secteur intermédiaire et de l’exportation d’énergie en maximisant l’utilisation des actifs existants et en intégrant et en optimisant les activités de Petrogas pour promouvoir la stratégie d’exportation d’énergie distinctive d’AltaGas;
-
Maintenir une approche disciplinée en matière de répartition du capital dans le cadre d’un modèle d’autofinancement qui continuera à désendetter le bilan et à accroître la latitude financière au fil du temps, avec des possibilités de désendettement progressif grâce à la vente éventuelle d’actifs non essentiels.
ÉVOLUTION GÉNÉRALE DES ACTIVITÉS D’ALTAGAS
Le texte qui suit résume, par secteur d’activité, certaines acquisitions et ventes, les principaux faits nouveaux, les projets de construction et les autres ententes commerciales qui n’ont pas été mentionnés précédemment et qui ont eu une incidence sur l’évolution générale des secteurs d’activité de la Société au cours des trois derniers exercices.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 16
Évolution de l’entreprise de Services publics d’AltaGas
Le 6 juillet 2018, l’acquisition de WGL s’est clôturée et les activités de Washington Gas et de Hampshire Gas, de même que les activités de commercialisation de l’énergie au détail de WGL Energy Services, ont été ajoutées à l’entreprise de Services publics d’AltaGas.
Par suite du PAPE d’ACI qui a eu lieu le 25 octobre 2018, les actifs canadiens de services publics à tarifs réglementés, notamment PNG, AUI et Heritage Gas, ont cessé d’être des filiales d’AltaGas.
Le 31 juillet 2018, Washington Gas a demandé à la SCC de Virginie de l’autoriser à augmenter ses tarifs de base pour le service de gaz naturel. Une ordonnance définitive a été obtenue en décembre 2019. Le 9 janvier 2020, Washington Gas a demandé le réexamen d’une des conclusions de l’ordonnance définitive. Le 30 janvier 2020, la SCCn de la Virginie a refusé cette demande et la demande tarifaire est maintenant définitive. Voir « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 15 octobre 2019, la PSC du Maryland a publié une ordonnance définitive dans laquelle elle approuvait l’entente de règlement de Washington Gas relative à la demande tarifaire récente, qui tenait compte de l’augmentation des tarifs de base de 27 millions de dollars américains en vigueur le 15 octobre 2019. Voir « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 6 décembre 2019, la MPSC a approuvé par ordonnance définitive l’entente de règlement de SEMCO Gas relative à la demande tarifaire récente, qui appliquait une augmentation des tarifs de base d’environ 20 millions de dollars américains à compter du 1[er] janvier 2020. Voir « Activités de la Société – Entreprise de services publics – SEMCO Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 13 janvier 2020, Washington Gas a demandé à la PSC du DC l’autorisation d’augmentes ses tarifs. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 16 mars 2020, le Council of the District of Columbia a adopté une loi interdisant de couper les services d’électricité et de gaz aux clients en défaut de paiement en temps d’urgence sanitaire. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 16 mars 2020, le gouverneur du Maryland a émis un décret ordonnant aux services publics réglementés de cesser les coupures et l’imposition de frais de retard pour les clients résidentiels. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 16 mars 2020, la SCC de Virginie a émis un décret interdisant de couper les services d’électricité, de gaz, d’eau et d’égout pendant la crise sanitaire liée au coronavirus. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 31 mars 2020, l’Office d’investissement des régimes de pensions du secteur public et l’Alberta Teachers’ Retirement Fund Board ont fait l’acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation d’ACI pour un montant de 33,50 $ par action. AltaGas était propriétaire de 11 025 000 actions ordinaires d’ACI (environ 37 %) et a reçu un produit en espèces d’environ 369 millions de dollars à la clôture.
Le 10 avril 2020, le gouverneur de l’Alaska a signé le projet de loi du sénat 241, qui permet aux services publics certifiés d’enregistrer un actif réglementaire au titre des coûts extraordinaires et des factures de services publics résidentiels non
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 17
recouvrables qui découlent de l’état d’urgence sanitaire liée à la COVID-19 déclaré par le gouverneur le 11 mars 2020. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – ENSTAR – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 15 avril 2020, la MPSC a rendu une ordonnance autorisant tous les services publics à comptabiliser un actif réglementaire pour tenir compte des mauvaises créances excédant les tarifs approuvés. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – SEMCO Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Le 28 août 2020, Washington Gas a déposé une demande auprès de la PSC du Maryland visant à augmenter ses tarifs. Voir « Activités de la Société– Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités ».
Évolution de l’entreprise intermédiaire d’AltaGas
Le 3 avril 2018, AltaGas a conclu un contrat de traitement de gaz naturel à long terme avec Birchcliff Energy Ltd. concernant l’installation de traitement de gaz corrosif de coupe lourde située à Gordondale, en Alberta.
Par suite de l’acquisition de WGL le 6 juillet 2018, une participation dans quatre gazoducs aux États-Unis (dont deux ont été vendus depuis et un a été abandonné par les associés) a été ajoutée à l’entreprise intermédiaire d’AltaGas.
Le 27 août 2018, AltaGas a conclu des ententes définitives avec Kelt visant à procurer à cette dernière le traitement garanti de 75 Mpi[3] /j de gaz brut en vertu d’une entente ferme initiale de 10 ans au complexe Townsend. Au cours du troisième trimestre de 2020, ConocoPhillips a acquis auprès de Kelt des actifs pétroliers et gaziers dans la division Inga/Fireweed/Stoddard de la région de Montney. Toutes les conventions d’exploitation d’AltaGas demeurent en vigueur.
Le 10 septembre 2018, AltaGas a conclu des ententes définitives visant la vente d’actifs secondaires dans le secteur intermédiaire et le secteur de l’électricité au Canada. La vente a eu lieu en février 2019.
En octobre 2018, AltaGas a acquis une participation de 50 % dans certaines usines de traitement du gaz naturel existantes ou futures de Black Swan. AltaGas et Black Swan ont également conclu des ententes de traitement, de transport et de commercialisation à long terme qui comprennent la nouvelle infrastructure de manutention de liquides d’AltaGas.
Le 23 mai 2019, la première cargaison de propane à destination de l’Asie a été envoyée depuis le RIPET, première installation d’exportation maritime de propane au Canada. Le 21 août 2020, la Régie de l’énergie du Canada a octroyé à AltaGas un permis supplémentaire d'une durée de 25 ans lui permettant d’exporter 46 000 b/j supplémentaires de propane. En décembre 2020, les volumes physiques du RIPET s’établissaient à environ 54 000 b/j. Voir ci-après la rubrique « Activités de la Société – Entreprise intermédiaire – Exportations mondiales » pour de plus amples détails.
Le 31 mai 2019, AltaGas a cédé la totalité de la participation de WGL Midstream dans le système Stonewall à une filiale en propriété exclusive de DTE Energy moyennant un produit brut total d’environ 379 millions de dollars (280 millions de dollars américains).
Le 30 septembre 2019, AltaGas a annoncé avoir convenu de vendre sa participation indirecte hors exploitation dans Central Penn détenue par sa filiale WGL Midstream, Inc. à Meade Pipeline Investment, LLC, filiale de NextEra Energy Partners, LP. Le produit brut total en espèces de la vente de la participation de WGL Midstream s’est établi à environ 812 millions de dollars (611 millions de dollars américains). L’opération a été conclue le 13 novembre 2019.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 18
Le 2 janvier 2020, AltaGas a annoncé que AIJVLP avait reçu l’avis d’option de vente de SAM indiquant que SAM exerçait son option de vendre sa participation d’environ un tiers dans Petrogas le 31 décembre 2019. Le 16 octobre 2020, AltaGas a annoncé que AIJVLP et SAM ont conclu une convention définitive aux termes de laquelle AltaGas acquerrait la tranche de 37 % des titres de capitaux propres de Petrogas dont SAM était propriétaire moyennant une contrepartie totale de 715 millions de dollars. Le 15 décembre 2020, AltaGas a réalisé l’acquisition, augmentant sa participation indirecte dans Petrogas à environ 74 %, Idemitsu détenant la participation restante d’environ 26 %.
Le 14 février 2020, AltaGas a conclu une convention de gestion d’actifs de 15 ans, qui a pris effet le 1[er] avril 2020, avec Consolidated Edison conférant à cette dernière le droit d’utiliser la capacité de transport d’AltaGas de 50 000 décathermes par jour sur le réseau de pipelines de Transco, ce qui augmente la stabilité de l’entreprise intermédiaire.
En février 2020, après évaluation de l’affaiblissement des paramètres économiques sous-jacents au projet de pipeline de Constitution, les associés de Constitution ont décidé d’abandonner le projet. AltaGas détenait une participation de 10 % dans Constitution.
Au cours du premier semestre de 2020, la Société a élargi sa stratégie intégrée dans le nord-est de la Colombie-Britannique avec l’achèvement des agrandissements des installations de North Pine et de Townsend 2B. L’installation de North Pine agrandie (capacité additionnelle de 10 000 b/j) a été mise en service au premier trimestre, avec une capacité supplémentaire pour le terminal ferroviaire afin de traiter le volume supplémentaire. L’installation de Townsend 2B agrandie a été mise en service au cours du deuxième trimestre et le gaz a commencé à circuler au début du mois de mai. En mars 2020, la capacité autorisée du complexe de Townsend a été portée à 550 Mpi[3] /j.
Évolution du secteur Siège social/autres d’AltaGas
Le 13 juin 2018, AltaGas a annoncé qu’elle avait conclu une entente définitive afin de vendre indirectement 35 % de sa participation dans les centrales hydroélectriques du Nord-Ouest moyennant un produit brut de 922 millions de dollars. L’opération s’est clôturée le 22 juin 2018.
Le 6 juillet 2018, dans le cadre de l’acquisition de WGL, les activités de WGL Energy Systems ont été ajoutées au secteur Siège social/autres d’AltaGas.
Le 10 septembre 2018, AltaGas a conclu des ententes définitives visant la vente d’actifs secondaires dans le secteur intermédiaire et le secteur de l’électricité au Canada. La vente a eu lieu en février 2019.
Le 19 octobre 2018, le parc éolien de Bear Mountain, situé en Colombie-Britannique, a été vendu à ACI. De plus, une participation minoritaire de 10 % dans les centrales hydroélectriques du Nord-Ouest a été vendue à ACI.
Le 13 novembre 2018, les installations alimentées au gaz de Tracy, Hanford et Henrietta, situées en Californie, ont été vendues à Middle River Power à un prix d’achat brut de 299 millions de dollars américains.
Le 11 décembre 2018, le parc éolien de Busch Ranch, situé aux États-Unis, a été vendu environ 16 millions de dollars américains.
Le 31 janvier 2019, AltaGas a vendu sa participation restante d’environ 55 % dans les centrales hydroélectriques du NordOuest, ce qui lui a rapporté un produit net en espèces d’environ 1,3 milliard de dollars et a donné lieu à un gain avant impôts de 688 millions de dollars. AltaGas est demeuré l’exploitant de ces centrales jusqu’à l’échéance d’une entente de services d’exploitation et d’entretien le 31 janvier 2021.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 19
Le 13 août 2019, AltaGas a vendu sa participation dans Craven County Wood Energy LP et dans Grayling Generation Station LP pour un produit net d’environ 25 millions de dollars (19 millions de dollars américains).
Le 26 septembre 2019, AltaGas a vendu son portefeuille d’actifs américains de production décentralisée détenu par ses filiales WGL Energy Systems, Inc. et WGSW, Inc. à TerraForm Power, Inc., membre du groupe de Brookfield Asset Management, pour un produit en espèces total d’environ 975 millions de dollars (735 millions de dollars américains) et un gain à la cession avant impôts de 168 millions de dollars comptabilisé en 2019. Le titre de propriété d’un dernier projet n’a pas encore été transféré étant donné que divers consentements et approbations n’ont pas encore été obtenus. Par conséquent, des actifs d’environ 4 millions de dollars et des passifs de 1 million de dollars demeuraient mis en vente au 31 décembre 2020.
En octobre 2019, AltaGas a annoncé le renouvellement du contrat de la centrale de Blythe avec SCE. En vertu de l’entente tarifaire, SCE détient les droits exclusifs à l’égard de la totalité de la capacité, de l’énergie, des services auxiliaires et des avantages liés au caractère adéquat des ressources, du 1[er] août 2020 au 31 décembre 2023. L’approbation de la California Public Utilities Commission a été obtenue le 16 janvier 2020.
Au troisième trimestre de 2020, AltaGas a clos la cession d’AltaGas Pomona Energy Storage Inc. et d’un terrain lié à une centrale alimentée au gaz située aux États-Unis, ainsi que d’AltaGas Ripon Energy Inc. Le produit brut total de la cession, compte non tenu du fonds de roulement et d’autres ajustements, s’est établi à environ 67 millions de dollars, ce qui a donné lieu à un gain avant impôts de 8 millions de dollars.
ACTIVITÉS DE LA SOCIÉTÉ
Les produits d’AltaGas se sont établis à environ 5,6 milliards de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 5,5 milliards de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2019.
Produits par entreprise en Produits par entreprise en 2020 2019
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Intermédiaire : 30 % Intermédiaire : 24 %
Services publics : 70 %
Services publics : 76 %
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Note : Avant l’élimination des chiffres intersectoriels et des activités du secteur Siège social/autres.
En 2020, AltaGas a modifié ses secteurs isolables pour les aligner sur la structure de ses activités après les ventes d’actifs en 2019 dans le cadre de son programme de monétisation d’actifs. Après ces changements, AltaGas s’est recentrée sur ses principaux secteurs Services publics et Intermédiaire, qui sont plus amplement décrits dans les rubriques qui suivent. L’entreprise d’AltaGas comprend également un secteur Siège social/autres, qui s’occupe
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 20
essentiellement d’un petit portefeuille d’actifs d’électricité restants, des résultats des contrats de gestion de certains risques et des produits et charges qui ne peuvent pas être affectés directement aux entreprises en exploitation.
ENTREPRISE DE SERVICES PUBLICS
L’entreprise de Services publics a rapporté des produits de 3,8 milliards de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (4,0 milliards de dollars en 2019), soit environ 70 % (76 % en 2019) des produits totaux d’AltaGas, avant élimination des chiffres intersectoriels et des activités du secteur Siège social/autres.
Entreprise de services publics
Le secteur Services publics est propriétaire d’installations qui livrent du gaz naturel à des utilisateurs finaux des États-Unis, et exploite le secteur de la commercialisation de l’énergie au détail. Le secteur Services publics est composé de Washington Gas (dans le district de Columbia, au Maryland et en Virginie); de Hampshire Gas, une installation de stockage de gaz naturel réglementée située en Virginie-Occidentale; de SEMCO Gas au Michigan; d’ENSTAR en Alaska; et d’une participation de 65 % dans CINGSA, une installation de stockage de gaz naturel réglementée située en Alaska; et WGL Energy Services qui vend du gaz naturel et de l’électricité à des clients de détail de façon non réglementée.
Processus réglementaire
L’entreprise de Services publics exerce principalement ses activités sur des marchés réglementés où les autorités autorisent les concessionnaires de services publics réglementés à percevoir des tarifs réglementés qui leur permettent de recouvrer leurs coûts et de dégager un rendement du capital. Le rendement du capital doit rapporter un pourcentage équitable sur les investissements autorisés réalisés dans des services publics (soit la base tarifaire) selon une structure du capital réglementée réputée ou visée. La capacité d’un service public réglementé de recouvrer les frais légitimement engagés pour fournir ses services et de toucher le rendement des capitaux propres approuvé par l’autorité de réglementation dépend de l’atteinte par le service public des coûts prévus au moment de fixer les tarifs.
SEMCO Gas et Washington Gas ont accéléré les programmes de remplacement des conduites et des infrastructures en place au Michigan et dans le district de Columbia, au Maryland et en Virginie, respectivement. Il s’agit de programmes à long terme exposés à l’évolution de la situation et à l’approbation des autorités par tranches de plusieurs années. Ces programmes permettent à SEMCO Gas et à Washington Gas d’accélérer le remplacement des conduites et des infrastructures afin d’accroître la sécurité et la fiabilité du système de livraison du gaz naturel. SEMCO Gas et Washington Gas ont été autorisées à commencer immédiatement à recouvrer leurs coûts et à percevoir un rendement sur ces investissements par l’imposition de frais supplémentaires approuvés pour chaque programme de remplacement accéléré des conduites ou des infrastructures, le tout en dehors du processus habituel de demande tarifaire, ce qui réduit le décalage réglementaire. Une fois les nouveaux tarifs de base en vigueur dans un territoire donné après approbation d’une demande de hausse des tarifs, les dépenses qui étaient auparavant recouvrées par imposition de frais supplémentaires seront perçues dans les nouveaux tarifs de base.
L’entreprise de Services publics est réglementée en ce qui concerne les tarifs, les méthodes comptables et les normes de service. La MPSC a compétence sur les questions réglementaires liées, directement ou indirectement, à la prestation des services de SEMCO Gas aux clients du Michigan. La RCA a compétence sur les questions réglementées liées, directement ou indirectement, à la prestation des services d’ENSTAR et de CINGSA aux clients de l’Alaska. Washington Gas est réglementée par la PSC du DC, la PSC du Maryland et la SCC de Virginie, qui approuvent les conditions de ses services et les tarifs qu’elle facture à sa clientèle et qui réglementent les interactions avec les membres de son groupe et la concurrence dans le secteur de la vente au détail pour les services d’approvisionnement en gaz naturel. Partout les
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 21
autorités de réglementation approuvent les tarifs de distribution selon un modèle réglementaire du coût de services. En Alaska, dans le district de Columbia et au Maryland, les tarifs sont établis d’après les résultats d’une année de référence antérieure, auxquels on ajoute les variations connues et mesurables. Au Michigan et en Virginie, les tarifs sont établis en fonction d’une année de référence projetée. Partout les tarifs facturés aux clients sont établis de façon à permettre aux services publics de distribution de recouvrer la totalité des frais d’exploitation engagés de façon prudente, l’amortissement, l’impôt sur les bénéfices et les coûts de financement. Dans la plupart des territoires, les tarifs sont aussi fixés dans le but de dégager un rendement raisonnable sur leurs investissements dans les installations utilisées pour vendre ferme et livrer le gaz.
Principaux chiffres des Services publics
Le tableau qui suit présente la base tarifaire moyenne de l’entreprise de Services publics pour les exercices clos les 31 décembre 2020 et 2019.
| (en millions de dollars américains) | 2020 | 2019 |
|---|---|---|
| Base tarifaire(1)(2) | 4 291 | 3 865 |
(1) La base tarifaire est une indication de la rentabilité possible de chaque service public dans le temps. La rentabilité approuvée d’un service public est habituellement fondée sur la base tarifaire autorisée par l’organisme de réglementation dans une demande de tarif, qui peut différer de la base tarifaire indiquée ci-dessus.
(2) Comprend la participation de 65 % de SEMCO Energy dans CINGSA.
Le tableau suivant indique les dépenses d’investissement pour les exercices clos les 31 décembre 2020 et 2019.
| (en millions de dollars américains) | 2020 | 2019 |
|---|---|---|
| Nouvelle clientèle | 109 | 252 |
| Amélioration des circuits de distribution et fourniture de gaz | 191 | 165 |
| Installations générales | 29 | 30 |
| Programmes de remplacement accéléré | 227 | 200 |
| Total | 556 | 647 |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 22
Le tableau qui suit indique la nature de la réglementation applicable à chaque service public :
| Capitaux | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| % de la base | propres |
|||||
| Service public |
Autorité de réglemen- |
tarifaire consolidée d’AltaGas au 31 décembre |
attribuables aux actions ordinaires autorisés |
RCP autorisé (%) |
RCP autorisé (%) |
Principales caractéristiques |
| réglementé | tation | 2020 | (%) | 2019 | 2020 | et faits nouveaux importants |
| Washington | PSC du | 75 % | 53,5 - 55,7 | 9,2 - | 9,2 - | Tarifs de distribution approuvés selon un |
| Gas | Maryland | 9,7 | 9,7 | modèle de coût des services. | ||
| SCC de | Demande tarifaire déposée en 2018 auprès | |||||
| Virginie | de la SCC de Virginie visant une |
|||||
| PSC du DC | augmentation des tarifs. Ordonnance |
|||||
| définitive obtenue en décembre 2019. |
||||||
| Demande de réexamen déposée et refusée | ||||||
| en janvier 2020; la demande tarifaire est | ||||||
| maintenant définitive. | ||||||
| Demande tarifaire déposée en janvier 2020 | ||||||
| auprès de la PSC du DC visant une | ||||||
| augmentation des tarifs. Accord de |
||||||
| règlement déposé en décembre 2020, en | ||||||
| attente de l’approbation par la PSC du DC. | ||||||
| Demande tarifaire déposée en août 2020 | ||||||
| auprès de la PSC du DC visant une | ||||||
| augmentation des tarifs. L’audition de la | ||||||
| preuve a eu lieu en janvier 2021. L’autorité | ||||||
| devrait rendre sa décision vers la fin du | ||||||
| premier trimestre de 2021. | ||||||
| SEMCO Gas | MPSC | 17 % | 45,86 | 10,35 | 9,87 | Tarifs de distribution approuvés selon un |
| modèle de coût des services. | ||||||
| Utilisation d’une année de référence projetée | ||||||
| pour les demandes tarifaires avec limite | ||||||
| de 10 mois pour rendre l’ordonnance |
||||||
| tarifaire. | ||||||
| Avenant tarifaire qui autorise SEMCO Gas à | ||||||
| recouvrer les coûts du programme de | ||||||
| remplacement accéléré des plus vieux | ||||||
| tronçons de canalisations du réseau. |
||||||
| Nouveau programme d’amélioration de la | ||||||
| fiabilité des infrastructures (PAFI) approuvé | ||||||
| dans la demande tarifaire 2019 pour les | ||||||
| exercices 2020 à 2025. À compter de 2021, | ||||||
| les clients devront payer un supplément pour | ||||||
| le PAFI. | ||||||
| ENSTAR | RCA | 6 % | 51,81 | 11,875 | 11,875 | Tarifs de distribution approuvés selon un |
| modèle de coût des services utilisant une | ||||||
| année de référence antérieure et tenant | ||||||
| compte des variations connues et |
||||||
| mesurables. | ||||||
| En décembre 2020, la RCA a approuvé la | ||||||
| demande d’ENSTAR visant à reporter le | ||||||
| dépôt de la prochaine demande tarifaire | ||||||
| jusqu’en juin 2022 en fonction de l’année de | ||||||
| référence 2021. |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 23
| Capitaux | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| % de la base | propres |
|||||
| Service public |
Autorité de réglemen- |
tarifaire consolidée d’AltaGas au 31 décembre |
attribuables aux actions ordinaires autorisés |
RCP autorisé (%) |
RCP autorisé (%) |
Principales caractéristiques |
| réglementé | tation | 2020 | (%) | 2019 | 2020 | et faits nouveaux importants |
| CINGSA | RCA | 2 % | 53,04 | 10,25 | 10,25 | Tarifs de distribution approuvés selon un |
| modèle de coût des services utilisant une | ||||||
| année de référence antérieure et tenant | ||||||
| compte des variations connues et |
||||||
| mesurables. | ||||||
| Demande tarifaire déposée en 2018 en | ||||||
| fonction de l’année de référence 2017. | ||||||
| Audience sur la révision des tarifs en | ||||||
| avril 2019 et décision rendue en août 2019. | ||||||
| La décision accorde un RCP de 10,25 % | ||||||
| (contre un RCP demandé de 11,875 %) | ||||||
| et 100 % des produits tirés des services de | ||||||
| stockage interruptibles à payer aux clients | ||||||
| (contre seulement 50 % du montant à payer | ||||||
| demandé). Le 3 septembre 2019, CINGSA a | ||||||
| déposé une requête de réexamen partiel. La | ||||||
| Commission a rejeté la requête et le | ||||||
| 4 novembre 2019, CINGSA a fait appel d’une | ||||||
| décision de l’ordonnance devant la Cour | ||||||
| supérieure. Ce différend est toujours en | ||||||
| cours. | ||||||
| Hampshire | FERC | s.o. | s.o. | s.o. | s.o. | Tarif de transfert du coût des services |
| Gas | approuvé par la FERC. |
Washington Gas
Washington Gas distribue du gaz naturel depuis 1848 et fournit des services réglementés à des utilisateurs finaux dans le district de Columbia, au Maryland et en Virginie. L’entreprise compte environ 1,2 million de clients en tout dans le district de Columbia (~165 000; 14 %), le Maryland (~500 000; 41 %) et la Virginie (~540 000; 45 %). Washington Gas est structurée de sorte que la perte d’un client ou d’un groupe de clients n’aurait aucune incidence défavorable importante sur ses activités.
Le nombre moyen de clients de Washington Gas a augmenté d’environ 1 % par année au cours des deux dernières années (y compris une hausse de 1 % en 2020).
Exploitation
Washington Gas se procure du gaz naturel qui provient de différentes régions des États-Unis. Au 31 décembre 2020, elle avait conclu des ententes avec cinq sociétés de pipeline qui fournissaient des services fermes d’acheminement et de stockage, dont les dates d’expiration s’étalaient entre 2021 et 2039. Washington Gas a également conclu des contrats avec différentes sociétés interétatiques de pipeline et de stockage afin d’accroître sa capacité de stockage et de transport.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 24
Le tableau qui suit présente, par catégorie de clients, les livraisons de Washington Gas :
| 2020 | 2019 | |
|---|---|---|
| Livraisons : (en MDth) | ||
| Secteur résidentiel | 62 672 | 69 660 |
| Secteur commercial | 18 845 | 21 997 |
| Transport | 79 424 | 85 658 |
| Total des livraisons | 160 941 | 177 315 |
| 2020 | 2019 | |
| Clients à la fin de l’exercice : | ||
| Secteur résidentiel | 978 635 | 973 549 |
| Secteur commercial | 48 464 | 47 677 |
| Transport | 178 430 | 171 236 |
| Total des clients | 1 205 529 | 1 192 462 |
Caractère saisonnier
Dans le district de Columbia, au Maryland et en Virginie, la distribution de gaz naturel est une activité saisonnière, vu que la majeure partie de la demande est concentrée durant la saison de chauffage qui va de novembre à mars. Par conséquent, les différents produits et bénéfices trimestriels annualisés ne donnent pas une indication des résultats annuels.
Les volumes prévus dans le district de Columbia sont fondés sur la moyenne mobile sur 30 ans des degrés-jours prévus pour la période. Au Maryland et en Virginie, des mécanismes de facturation ont pour effet d’éliminer les effets des variations dans la consommation des clients causées par les conditions météorologiques et d’autres facteurs tels que la conservation. Dans le district de Columbia, il n’y a pas de mécanisme de facturation tenant compte de la normalisation des conditions météorologiques. Washington Gas ne prévoit pas non plus de couverture pour compenser les effets des conditions météorologiques. Par conséquent, les résultats financiers varieront selon qu’il fait un temps froid ou chaud. Voir « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Washington Gas – Évolution de la réglementation et demandes aux autorités – District de Columbia ».
Évolution de la réglementation et demandes aux autorités
District de Columbia
Washington Gas a un programme accéléré de remplacement des conduites (le « PROJECT pipes ») pour le remplacement des conduites présentant un haut risque en raison d’une infrastructure vieillissante de son réseau de distribution dans le district de Columbia. La première phase de ce programme est venue à échéance en septembre 2019. En 2018, Washington Gas a demandé à la PSC du DC d’approuver la deuxième phase de son programme (le « PROJECT pipes 2 »). Compte tenu de la durée de la procédure, la PSC du DC a approuvé des prorogations supplémentaires du programme pour la période allant d’octobre 2019 à décembre 2020. Le 11 décembre 2020, la PSC du DC a approuvé un programme de 3 ans de 150 millions de dollars américains visant la période du 1[er] janvier 2021 au 31 décembre 2023.
Le 13 janvier 2020, Washington Gas a demandé à la PSC du DC l’autorisation d’augmenter ses tarifs de base d’environ 35 millions de dollars américains, dont environ 9 millions de dollars américains en frais supplémentaires pour le PROJECT pipes que paient actuellement les clients sous forme d’un avenant tarifaire. Il a été demandé d’approuver un rendement des capitaux propres de 10,4 % sur les capitaux propres autorisés de 52,2 %, par rapport à une base tarifaire
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 25
évaluée à 532 millions de dollars américains. En outre, Washington Gas a demandé d’approuver un mécanisme de normalisation des revenus afin de réduire les fluctuations dans la facturation des clients causées par les variations de consommation liées aux conditions météorologiques et à la conservation, semblable aux mécanismes existants dans le Maryland et en Virginie. Le 8 décembre 2020, Washington Gas a déposé, pour approbation de la PSC du DC, une entente de règlement afin de régler tous les problèmes soulevés dans l’affaire. Les parties au règlement ont convenu d’une augmentation des tarifs de base de 20 millions de dollars américains, y compris les frais supplémentaires pour le PROJECT pipes précédemment perçus sous forme d’avenant et un rendement des capitaux propres de 9,25 %. Les parties conviennent que le règlement porte uniquement sur la résolution des coûts liés aux travaux du PROJECT pipes qui sont achevés et en service, à la date du dépôt de la réplique de Washington Gas (soit le 14 septembre 2020). La réplique de Washington Gas comprenait le transfert d’un montant maximal d’environ 100 millions de dollars américains de l’installation du PROJECT pipes en service aux tarifs de base. Ce règlement ne crée pas de précédent en ce qui concerne les éventuelles demandes de recouvrement des coûts pour le PROJECT pipes . Washington Gas convient de ne pas déposer de demande d’augmentation des tarifs de distribution ou de demander de nouveaux tarifs ou mécanismes tarifaires entraînant une augmentation des tarifs chargés aux clients dans le district de Columbia avant le 31 août 2021. Le 24 février 2021, la PSC du DC a approuvé l'augmentation des tarifs de base de 20 millions de dollars américains recommandée dans l’entente de règlement. Les nouveaux tarifs entreront en vigueur le 1[er] avril 2021.
Le 16 mars 2020, le Council of the District of Columbia (Conseil du DC) a adopté une loi interdisant de couper les services d’électricité et de gaz aux clients en défaut de paiement en temps d’urgence sanitaire. L’urgence sanitaire déclarée par le maire du District de Columbia et les ordonnances connexes ont été de nouveau prolongées jusqu’au 31 mars 2021 et l’interdiction de couper les services est en vigueur jusqu’à 15 jours suivant la fin de l’urgence sanitaire. Le 15 avril 2020, la PSC du DC a rendu une ordonnance autorisant Washington Gas à créer un compte d’actif réglementaire pour tenir compte des coûts additionnels engagés de façon prudente en lien avec la COVID-19 à compter du 11 mars 2020 et d’en faire le suivi.
Maryland
Le 22 avril 2019, Washington Gas a demandé à la PSC du Maryland de l’autoriser à augmenter ses tarifs de base pour le service de gaz naturel de 36 millions de dollars américains, dont 5 millions de dollars américains avaient trait à des frais perçus au titre de frais supplémentaires mensuels aux termes du programme STRIDE pour la mise à niveau des réseaux, et à augmenter son rendement des capitaux propres pour le faire passer de 9,7 % à 10,4 %. Le 30 août 2019, Washington Gas, le personnel de la PSC du Maryland, l’Office of People’s Counsel du Maryland et l’Apartment & Office Building Association de la région de Washington ont soumis une stipulation et un règlement visant à générer une somme additionnelle de 27 millions de dollars américains au titre des tarifs de base. La stipulation indiquait un taux de rendement global de 7,42 %, établissait un rendement des capitaux propres de 9,70 % et mentionnait un ratio de capitaux propres de 53,5 %. Le 15 octobre 2019, la PSC du Maryland a émis l’ordonnance définitive n[o] 89303 entérinant la stipulation et le règlement sans frais. Conformément à l’ordonnance n[o] 89303, les tarifs de base révisés de Washington Gas sont entrés en vigueur pour les services fournis à partir du 15 octobre 2019.
À la suite de l’audience du National Transportation and Safety Board (NTSB) qui a examiné l’explosion et l’incendie survenus le 10 août 2016 dans un immeuble à appartements à Silver Spring, au Maryland, le 5 septembre 2019, la PSC du Maryland a ordonné à Washington Gas de fournir : (i) une réponse détaillée aux conclusions du NTSB sur la cause probable; (ii) la preuve de l’état d’avancement d’un programme de 2003 visant le remplacement de régulateurs au mercure et, si le programme n’était pas encore terminé, les raisons qui empêcheraient la PSC du Maryland d’imposer une amende administrative à Washington Gas (ordonnance de justification). Après plusieurs audiences tenues au cours de
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 26
2019 et 2020, le 18 décembre 2020, la PSC du Maryland a conclu que Washington Gas avait omis de déposer des rapports annuels l’informant de l’état de son programme et lui a imposé une pénalité de 750 000 $ US pour la violation de son obligation d’information. La PSC du Maryland a jugé que la conclusion probable du NTSB sur le motif raisonnable constituait du ouï-dire et ne pouvait donc pas être admise au dossier, et que le NTSB n’avait pas mené sa propre enquête sur la source de l’explosion. La PSC du Maryland n’a pas tiré de conclusions liées à la sécurité, mais a conclu que Washington Gas avait pris un engagement réglementaire exécutoire pour remplacer tous les régulateurs au mercure. La pénalité de 750 000 dollars américains a été payée en janvier 2021 et Washington Gas estime être libérée de toute autre responsabilité en lien avec la décision de la PSC du Maryland. Dans son ordonnance du 18 décembre 2020, la PSC du Marlyland a également constaté que le plan d’exécution proposé par Washington Gas pour remplacer tous les régulateurs au mercure restants dans les cinq ans suivant la réalisation d’une enquête sur les régulateurs au mercure répond adéquatement à la nécessité de remplacer tous les régulateurs au mercure restants dans le Maryland, et est dans l’intérêt du public. Les coûts du programme de mise en œuvre proposé ne sont pas encore connus, et le recouvrement de ces coûts doit être reporté jusqu’à une éventuelle demande tarifaire.
Le 16 mars 2020, le gouverneur du Maryland a émis un décret ordonnant aux services publics réglementés de cesser les coupures et l’imposition de frais de retard pour les clients résidentiels jusqu’au 1[er] mai 2020, décret qui a ensuite été modifié pour prolonger l’ordonnance jusqu’au 31 août 2020. Le 22 septembre 2020, la PSC du Maryland a fait en sorte de prolonger le moratoire sur les coupures de service jusqu’au 15 novembre 2020. Le moratoire sur les coupures de services en hiver (c.-à-d., du 1[er] novembre au 31 mars) a eu pour effet de retarder la date de résiliation des services aux clients résidentiels jusqu’au 1[er] avril 2021. Le 9 avril 2020, la PSC du Maryland a rendu une ordonnance autorisant les sociétés de services publics à établir un compte d’actif réglementaire pour comptabiliser les coûts de recouvrement et autres coûts additionnels liés à la COVID-19 engagés de façon prudente à compter du 16 mars 2020. Les 27 et 28 août 2020, la PSC du Maryland a tenu la conférence publique 53 pour examiner l’incidence du décret concernant les services publics et les services qu’ils fournissent. Le 31 août 2020, la PSC du Maryland a rendu une ordonnance précisant :1) que les services publics ne peuvent résilier des services ou imposer des frais de retard jusqu’au 1[er] octobre 2020, et que tout avis de résiliation visant des comptes résidentiels envoyé avant cette date est invalide; 2) qu’une société de services publics doit donner un préavis d’au moins 45 jours avant la résiliation des services offerts à un client résidentiel; 3) que les sociétés de services publics qui proposent des plans de paiement structurés à des clients résidentiels présentant des retards de paiement ou étant dans l’incapacité de payer doivent accorder un délai d’au moins 12 mois pour le remboursement, cette période pouvant être portée à 24 mois pour les clients à faible revenu; 4) que les sociétés de services publics ne peuvent ni recouvrer ni exiger de mises de fonds ou de dépôts pour l’adhésion d’un client résidentiel à un plan de paiement et 5) que les sociétés de services publics ne peuvent ni refuser de négocier ni refuser un plan de paiement à un client résidentiel bénéficiant d’un service au motif qu’il n’a pas respecté les conditions d’un autre plan de paiement au cours des 18 derniers mois. Tel que demandé par la PSC du Maryland, les services publics du Maryland détenus par des investisseurs ont déposé le 7 octobre 2020 un projet commun à l’égard d’un programme de gestion des arriérés, qui sera suivi d’une audience de nature juridique en novembre 2020. Le 21 décembre 2020, la PSC du Maryland a rejeté le programme de gestion des arriérés proposé. Elle continuera à surveiller les données sur les arriérés des clients fournies par les services publics, et pourrait réexaminer cette question à l’avenir.
Le 28 août 2020, Washington Gas a demandé à la PSC du Maryland l’autorisation d’augmenter ses tarifs d’environ 28 millions de dollars américains, dont environ 6 millions de dollars américains renvoient actuellement à des coûts perçus au moyen des frais supplémentaires liés au programme Strategic Infrastructure Development Enhancement (STRIDE) pour la mise à niveau des réseaux. Les tarifs proposés reflètent un rendement des capitaux propres de 10,45 % et un rendement de 7,73 % sur une base tarifaire moyenne. Le 8 décembre 2020, Washington Gas a déposé
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 27
une réplique faisant état de besoins en produits révisés d’environ 27 millions de dollars américains. La division PULJ ( Public Utility Law Judge ) a publié un projet d'ordonnance dans le cadre de l’affaire le 12 février 2021 et a émis un errata corrigeant le projet d'ordonnance le 19 février 2021. Le projet d'ordonnance, dans sa version corrigée, autorise Washington Gas à augmenter ses tarifs pour la distribution de gaz naturel d’environ 13 millions de dollars américains (y compris 5 millions de dollars américains pour les frais supplémentaires liés au programme STRIDE), ce qui représente un rendement des capitaux propres de 9,70 %. Les appels doivent être entendus le 26 février 2021, après quoi une ordonnance sera publiée. Washington s’attend à ce que les nouveaux tarifs entrent en vigueur à la fin mars 2021.
Virginie
Le 31 juillet 2018, Washington Gas a demandé à la SCC de Virginie l’autorisation d’augmenter de 38 millions de dollars américains ses tarifs de base pour le service de gaz naturel, dont 15 millions de dollars américains étaient des frais supplémentaires perçus au titre du SAVE. En outre, l’augmentation demandée tenait compte des effets de la TCJA. Les tarifs provisoires sont entrés en vigueur, sous réserve de remboursement, en vue d’être appliqués au cycle de facturation de janvier 2019. Le 12 avril 2019, Washington Gas a déposé une réplique et a révisé à la baisse son rendement des capitaux propres initial, le faisant passer de 10,6 % à 10,3 %, et son taux de rendement global, le faisant passer de 7,94 % à 7,81 %. Le 16 septembre 2019, l’examinateur responsable a présenté à la SCC de Virginie un rapport où il recommandait de n’accorder aucune augmentation supplémentaire autre que l’intégration du supplément au titre du SAVE dans la base tarifaire. Le 21 octobre 2019, Washington Gas a déposé des observations concernant le rapport de l’examinateur, dans lesquelles elle recommandait à la SCC de Virginie de rejeter certaines conclusions du rapport. Le 20 décembre 2019, la Commission a modifié par ordonnance définitive certaines conclusions de l’examinateur, dont plusieurs favorisent Washington Gas. L’ordonnance définitive a autorisé : (i) une augmentation des tarifs de base de 13 millions de dollars américains qui reflète le transfert dans le tarif de base de 102 millions de dollars américains auparavant facturables par application d’un supplément au titre du programme SAVE; (ii) une fourchette de rendement des capitaux propres de 8,7 % à 9,7 % avec une médiane de 9,2 %; (iii) l’amortissement de l’impôt reporté excédentaire non protégé sur huit ans; (iv) le remboursement d’une dette de 26 millions de dollars américains au titre de la TCJA sur 12 mois en tant que surcrédit. Le 9 janvier 2020, Washington Gas a déposé une demande de réexamen d’une des conclusions, demande qui a été rejetée le 30 janvier 2020, de sorte que la demande tarifaire est définitivement réglée.
Le 16 mars 2020, la State Corporation Commission of Virginia (SCC de Virginie) a émis une ordonnance interdisant de couper les services d’électricité, de gaz, d’eau et d’égout pendant la crise sanitaire du coronavirus et pris certaines mesures de protection des consommateurs. Bien que l’ordonnance de la SCC de Virginie ait été prolongée, l’ordonnance d’interdiction de couper les services a pris fin le 5 octobre 2020, mais non la protection des consommateurs. Toutefois, après l’expiration de l’ordonnance d’interdiction de couper les services le 16 octobre 2020, l’assemblée générale de la Virginie a approuvé l’adoption d’une loi permettant d’étendre l’interdiction de couper les services aux clients résidentiels en cas de non-paiement de factures ou de frais jusqu’à ce que le gouverneur détermine qu’il n’est plus nécessaire de maintenir l’interdiction ou jusqu’à au moins 60 jours après que l’état d’urgence décrété le 12 mars 2020 prenne fin, selon la première éventualité. La loi prévoit également les plans de protection des consommateurs, et exige des services publics qu’ils offrent aux clients des plans de remboursement d’arriérés sans frais, sans dépôts et sans critères d’admissibilité. La loi est entrée en vigueur en novembre 2020. Le 29 avril 2020, la SCC de Virginie a émis une ordonnance approuvant une demande de Washington Gas et d’autres services publics de la Virginie de créer un actif réglementaire pour comptabiliser les coûts marginaux prudemment engagés et les frais de retard de paiement suspendus liés à la pandémie de COVID-19. La loi adoptée par l’assemblée générale le 16 octobre 2020 contient des exigences en matière d’information à fournir par les services publics sur les mauvaises créances et des dispenses à l’intention des
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 28
services publics concernant ces exigences en fonction des faits et circonstances propres à un service public. Le 8 décembre 2020, Washington Gas a reçu la somme de 7,7 millions de dollars américains dans le cadre du Virginia CARES Relief Funding Award, à appliquer au remboursement des arriérés des clients. Les clients de Virginie doivent répondre aux critères établis par le programme pour être remboursés. Les fonds inutilisés seront retournés à la SCC de Virginie d’ici le 10 décembre 2021.
À l’occasion de l’acquisition de WGL, AltaGas et WGL ont pris des engagements conformes à l’accord de règlement de la PSC du DC et aux conditions d’approbation de la PSC du Maryland et de la SCC de Virginie. Entre autres, ces engagements comprennent des crédits de tarification distribuables aux clients résidentiels et non résidentiels, des projets d’expansion des gazoducs et d’autres programmes, divers engagements d’intérêt public et des programmes de sécurité. Au 31 décembre 2020, une tranche d’environ 12 millions de dollars américains de ces engagements de fusion a été passée en charges mais n’a pas été payée. De plus, certains autres engagements réglementaires ont été et seront passés en charges à mesure que les coûts ont été et seront engagés, notamment en ce qui concerne l’embauche de formateurs pour la prévention des dommages, l’investissement d’au plus 70 millions de dollars américains sur 10 ans pour étendre l’approvisionnement en gaz naturel et une somme de 8 millions de dollars américains pour réduire les fuites, payée le 31 décembre 2020.
Hampshire Gas
Hampshire est propriétaire d’installations de stockage de gaz naturel souterraines, notamment d’installations d’acheminement par pipeline situées à l’intérieur et aux environs du comté de Hampshire, en Virginie-Occidentale, qu’elle exploite au service de Washington Gas. Hampshire est réglementée par la FERC. Washington Gas achète toute la capacité de stockage de Hampshire et inclut le coût des services dans le coût des produits inscrits dans ses factures d’énergie à tarifs réglementés présentées à ses clients. Hampshire fonctionne selon un tarif à coût de service transféré, approuvé par la FERC.
SEMCO Energy
Le siège de SEMCO Energy est situé à Port Huron, au Michigan. Sa principale activité est un service public de gaz. Elle exploite des divisions de transport et de distribution de gaz naturel réglementées au Michigan et fait affaire sous la dénomination de SEMCO Gas dans cet État et d’ENSTAR en Alaska. Le service public de gaz de SEMCO Energy comprend également une participation de 65 % dans CINGSA, entreprise réglementée de stockage de gaz naturel de l’Alaska. Le service public de gaz rapporte environ 99 % des revenus d’exploitation consolidés de SEMCO Energy en 2020. Le service public de gaz achète, transporte, distribue, entrepose et vend du gaz naturel et des services accessoires de distribution de gaz à des clients résidentiels, commerciaux et industriels. Elle constitue le plus grand secteur d’activité de SEMCO Energy.
SEMCO Gas
Au Michigan, SEMCO Gas distribue du gaz naturel à environ 313 000 clients réglementés dans le sud du Michigan et la partie supérieure de la péninsule de cet État. Environ 92 % de la clientèle est résidentielle. Les autres clients sont des centrales électriques, des usines alimentaires, des fabricants de meubles et d’autres clients industriels.
Le nombre moyen de clients de SEMCO Gas a augmenté, en moyenne, d’environ 1 % par année au cours des trois dernières années (augmentation de 1 % en 2020). Bien que cette tendance puisse connaître des variations occasionnelles, la consommation moyenne annuelle de gaz par client au Michigan est, à long terme, en baisse en raison des incitations à investir dans des maisons et des appareils plus écoénergétiques.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 29
SEMCO Gas cherche les occasions de s’implanter dans les régions qui ne sont pas encore alimentées au gaz naturel. Les possibilités d’expansion qui existent actuellement impliquent une croissance relativement modeste, mais SEMCO Gas n’en demeure pas moins résolue à appliquer sa stratégie qui consiste à réaliser les projets d’expansion qui dégagent le rendement des investissements visé par la direction.
Exploitation
Le réseau de transport et de livraison de gaz naturel de SEMCO Gas au Michigan compte des canalisations de transport de gaz totalisant environ 151 milles et des canalisations de distribution de gaz totalisant environ 6 175 milles. Ces canalisations sont réparties dans la moitié sud de la péninsule du Michigan (englobant les villes d’Albion, de Battle Creek, de Holland, de Niles, de Port Huron et de Three Rivers et leurs environs) ainsi que dans les zones centrale, orientale et occidentale de la partie supérieure de la péninsule du Michigan.
SEMCO Gas a accès au gaz naturel provenant des États-Unis et du Canada par l’entremise des gazoducs interétatiques et intraétatiques du Michigan et des environs. Pour fournir du gaz à ses clients du Michigan, SEMCO a négocié des conditions types d’achat de gaz naturel avec divers fournisseurs aux termes de la convention modèle du NAESB.
Le tableau qui suit présente, par catégorie de client, les livraisons de gaz de SEMCO Gas :
| 2020 | 2019 | |
|---|---|---|
| Livraisons : (en MDth) | ||
| Secteur résidentiel | 24 973 | 26 841 |
| Secteur commercial | 14 072 | 15 976 |
| Transport | 21 422 | 22 712 |
| Gaz au choix du client(1) | 3 219 | 3 719 |
| Total des livraisons | 63 686 | 69 248 |
| 2020 | 2019 | |
| Clients à la fin de l’exercice(2) : | ||
| Secteur résidentiel | 265 168 | 262 598 |
| Secteur commercial | 24 113 | 23 926 |
| Transport | 255 | 249 |
| Gaz au choix du client(1) | 22 988 | 22 758 |
| Total des clients | 312 524 | 309 531 |
(1) Au Michigan, la MPSC offre un programme appelé le Gas Customer Choice Program aux termes duquel les clients peuvent choisir d’acheter le gaz naturel d’un autre fournisseur, alors que SEMCO Gas continue de leur facturer les frais d’utilisation et de distribution applicables, majorés d’une charge compensatrice.
(2) Compte non tenu des clients de l’entreprise non réglementée de SEMCO Gas.
Caractère saisonnier
Au Michigan, la distribution de gaz naturel est une activité saisonnière, vu que la majeure partie de la demande se concentre durant la saison de chauffage qui va de novembre à mars. Par conséquent, les différents produits et bénéfices trimestriels annualisés ne donnent pas une indication des résultats annuels.
Les volumes prévus de SEMCO Gas sont fondés sur la moyenne mobile sur 15 ans des degrés-jours prévus pour la période. Les variations de température ont une incidence sur les résultats d’exploitation de SEMCO Gas.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 30
Évolution de la réglementation et demandes aux autorités
Comme il lui a été demandé par la MPSC dans son ordonnance de septembre 2012, SEMCO Gas a remis à la MPSC une étude sur l’amortissement en septembre 2017, fondée sur les données de 2016. Le 9 avril 2018, la MPSC a délivré une ordonnance approuvant l’accord de règlement et les nouveaux taux d’amortissement. Les nouveaux taux reflètent un rajustement à la hausse d’environ 2 millions de dollars américains de la charge d’amortissement par rapport au taux actuel et sont entrés en vigueur le 1[er] janvier 2019. SEMCO Gas est tenue de déposer une nouvelle demande d’amortissement et une étude d’amortissement révisée auprès de la MPSC d’ici le 30 septembre 2022 en fonction des données de 2021.
Le 31 mai 2019, SEMCO Gas a demandé à la MPSC l’autorisation d’augmenter ses tarifs de base d’environ 38 millions de dollars américains par année sur la base de l’exercice de référence de 2020. L’augmentation tarifaire demandée tenait compte de l’inflation des coûts d’exploitation et d’entretien depuis la dernière demande tarifaire en 2010 ainsi que de l’investissement dans le gazoduc de jonction Marquette. Considérant le réexamen imminent du PRC en 2020, cette demande comprenait l’ajout d’un nouveau PRC et l’introduction d’un PAFI pour recouvrer les coûts en capital associés au remplacement de certaines canalisations, de certains services et d’autres éléments d’infrastructure au moyen de droits supplémentaires semblables à ceux du PRC actuellement en vigueur. En novembre 2019, un accord de règlement a été déposé en vue d’une augmentation tarifaire d’environ 20 millions de dollars américains et d’un rendement des capitaux autorisé de 9,87 %. La MPSC a approuvé le règlement en décembre 2019 et les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1[er] janvier 2020. Par suite de l’approbation du PAFI, SEMCO Gas réalisera certains projets totalisant 55 millions de dollars américains pour améliorer la fiabilité de l’infrastructure et des frais supplémentaires seront facturés aux clients à compter de 2021. SEMCO Gas ne peut pas demander une augmentation de ses tarifs généraux entrant en vigueur avant le 1[er] janvier 2023.
Le 15 avril 2020, la MPSC a émis une ordonnance autorisant les services publics à comptabiliser un actif réglementaire pour tenir compte des mauvaises créances excédant les tarifs approuvés. La question du recouvrement des coûts additionnels n’a pas été abordée dans l’ordonnance, mais les services publics ont soumis des commentaires et des réponses respectivement les 30 avril 2020 et 13 mai 2020 sur ce que la MPSC devrait considérer comme des coûts extraordinaires, des économies de coûts et des produits additionnels en lien avec la COVID-19, et sur la façon de faire le suivi de ces coûts. De plus, l’ordonnance comprenait une liste des mesures additionnelles de protection des clients. Le 23 juillet 2020, la MPSC a émis une ordonnance selon laquelle tout service public à tarifs réglementés cherchant à recouvrer les charges liées à la COVID-19 autres que les charges non recouvrables devait faire une demande d’information auprès de la MPSC au plus tard le 2 novembre 2020. SEMCO Gas n’a pas établi d’actif réglementaire pour les mauvaises créances car celles-ci ne devraient pas dépasser la valeur approuvée lors de la dernière demande tarifaire. En outre, SEMCO Gas a jugé qu’il serait avantageux de procéder minimalement au dépôt de la demande de recouvrement des coûts supplémentaires liés à la COVID-19 compte tenu des honoraires juridiques associés à un tel dépôt réglementaire.
ENSTAR
En Alaska, ENSTAR distribue du gaz naturel à environ 149 000 clients dans la région métropolitaine d’Anchorage et la région environnante de Cook Inlet. Environ 91 % de la clientèle est résidentielle. Les autres acheteurs sont des hôpitaux, des universités et des immeubles publics. ENSTAR transporte aussi du gaz vers des centrales électriques et une usine de GNL. La zone desservie par ENSTAR comprend plus de 50 % de la population de l’Alaska.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 31
Le nombre moyen de clients d’ENSTAR a augmenté, en moyenne, d’environ 1 % par année au cours des trois dernières années (augmentation de 1 % en 2020). Bien que cette tendance puisse connaître des variations occasionnelles, la consommation moyenne annuelle de gaz par client en Alaska est, à long terme, en baisse en raison des incitations à investir dans des maisons et des appareils plus écoénergétiques.
Exploitation
Le réseau de livraison de gaz naturel d’ENSTAR (y compris Alaska Pipeline Company, filiale de SEMCO Energy) comprend des canalisations de transport de gaz totalisant environ 444 milles et des canalisations de distribution de gaz totalisant environ 3 181 milles. Les canalisations de transport et de distribution d’ENSTAR se trouvent à Anchorage et dans le nord de Cook Inlet, en Alaska.
Par le passé, ENSTAR avait accès aux importants gisements de gaz naturel de Cook Inlet, qui se trouvent dans le territoire qu’elle dessert ou à proximité. Comme le réseau de distribution d’ENSTAR, y compris le réseau de canalisations de transport d’Alaska Pipeline Company, n’est pas relié aux principaux gazoducs interétatiques ou intraétatiques, ENSTAR n’a pas accès au gaz naturel provenant d’ailleurs en Alaska, du Canada ou des 48 États du sud. Par conséquent, ENSTAR doit s’approvisionner en gaz naturel aux termes de contrats conclus avec des producteurs situés dans la région de Cook Inlet ou à proximité. La production de gaz naturel de Cook Inlet a nettement baissé ces dernières années, tout comme le volume livrable pouvant être obtenu des producteurs de Cook Inlet. Des contrats à long terme conclus avec des producteurs de Cook Inlet jusqu’en 2033 répondent à la majeure partie des besoins d’approvisionnement en gaz et de livraison de gaz d’ENSTAR.
Afin de mieux répondre à la demande saisonnière des clients d’ENSTAR, SEMCO Energy a aménagé l’installation de stockage de CINGSA.
Le tableau qui suit présente, par catégorie de clients, les livraisons de gaz d’ENSTAR :
| 2020 | 2019 | |
|---|---|---|
| **Ventes et livraisons : (en Mpi3) ** | ||
| Secteur résidentiel | 20 738 | 16 308 |
| Secteur commercial | 13 887 | 13 367 |
| Transport | 22 046 | 24 473 |
| Total des livraisons | 56 671 | 54 148 |
| 2020 | 2019 | |
| Clients à la fin de l’exercice : | ||
| Secteur résidentiel | 135 782 | 134 423 |
| Secteur commercial | 13 096 | 13 017 |
| Transport | 13 | 23 |
| Total des clients | 148 891 | 147 463 |
Caractère saisonnier
En Alaska, la distribution de gaz naturel est une activité saisonnière, vu que la majeure partie de la demande se concentre durant la saison de chauffage qui va de novembre à mars. Par conséquent, les différents produits et bénéfices trimestriels annualisés ne donnent pas une indication des résultats annuels.
Les volumes prévus d’ENSTAR sont fondés sur la moyenne mobile sur 10 ans des degrés-jours prévus pour la période. Les variations de température ont une incidence sur les résultats d’exploitation d’ENSTAR.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 32
Évolution de la réglementation et demandes aux autorités
Le 23 mars 2018, la RCA a écrit à plusieurs services publics d’Alaska appartenant à des investisseurs pour connaître leur projet de réponse à la TCJA. Le 26 avril 2018, ENSTAR a déposé auprès de la RCA son projet de réduction des tarifs, qui reflète une réduction de 5 millions de dollars américains par rapport aux besoins annuels en produits qui avaient été établis en octobre 2017. Le 29 mai 2018, la RCA a approuvé la réduction du tarif proposée par ENSTAR, et les tarifs réduits ont commencé à être appliqués le 1[er] juin 2018. ENSTAR s’attend à résoudre la question de l’impôt reporté excédentaire dans sa prochaine demande tarifaire, qui doit être déposée au plus tard le 1[er] juin 2021, fondée sur l’année de référence 2020. Le 4 novembre 2020, ENSTAR a déposé une requête demandant à être dispensée de l’obligation de déposer une demande tarifaire le 1[er] juin 2021 en fonction de l’année de référence de 2020, et que la date limite de dépôt soit reportée au 1[er] juin 2022, fondée sur l’année de référence 2021. Trois clients d’ENSTAR ont joint leur requête à celle d’ENSTAR et le procureur général a déposé un avis de non-opposition. Le 15 décembre, la RCA a émis une ordonnance qui prolonge le délai du dépôt de la prochaine demande tarifaire d’ENSTAR jusqu’au 1[er] juin 2022, fondée sur l’année de référence 2021.
Le 30 novembre 2018, le centre-sud de l’Alaska a été touché par un séisme de magnitude 7,1 dont l’épicentre était près d’Anchorage, en Alaska. De nombreuses fuites de gaz en surface et souterraines sont survenues sur le territoire desservi par ENSTAR. Le 2 décembre 2019, ENSTAR a demandé à la RCA d’inclure dans sa prochaine demande tarifaire, un actif réglementaire différé pour lui permettre de recouvrer les pertes non assurées occasionnées par le séisme. Le 20 octobre 2020, la RCA a approuvé la création d’un actif réglementaire d’une valeur d’environ 1 million de dollars américains, à amortir et à recouvrer par le biais de tarifs sur une période qui devra être établie dans le cadre de la prochaine demande tarifaire d’ENSTAR.
Le 10 avril 2020, le gouverneur de l’Alaska a signé le projet de loi du sénat 241, qui permet aux services publics certifiés d’enregistrer un actif réglementaire au titre des coûts extraordinaires et des factures de services publics résidentiels non recouvrables qui découlent de l’état d’urgence sanitaire liée à la COVID-19 déclaré par le gouverneur le 11 mars 2020. Les dépenses extraordinaires considérées par les services publics comme résultant de la COVID-19 doivent être approuvées par la RCA avant de pouvoir être recouvrées par le biais de tarifs futurs. En réponse au projet de loi du sénat 241, le 15 avril 2020, la RCA a ouvert un dossier d’information pour recueillir de l’information, notamment sur la manière dont les services publics gèrent la situation de la COVID-19 et ses conséquences. Elle discutera également des articles du projet de loi du sénat 241 concernant les délais pour les mesures de la Commission et les actifs réglementaires lors d’une réunion publique ultérieure.
CINGSA
SEMCO Energy, par le truchement d’une filiale, détient une participation de 65 % dans CINGSA. CINGSA a été constituée en vue de construire l’installation de stockage de CINGSA et d’en être le propriétaire-exploitant. Le gaz naturel est injecté dans l’installation de stockage de CINGSA durant l’été et les retraits se font l’hiver, suivant les besoins.
CINGSA offre un service de stockage de gaz ferme à ENSTAR et à trois services publics d’électricité de la région de Cook Inlet ainsi qu’un service de stockage de gaz interruptible à ENSTAR et à cinq autres clients. ENSTAR a souscrit environ 78 % de la capacité initiale de CINGSA et environ 66 % de la capacité initiale d’injection et de prélèvement de gaz y étant associée. Le reste de la capacité initiale et de la capacité d’injection et de prélèvement se répartit parmi les autres clients.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 33
Évolution de la réglementation et demandes aux autorités
En avril 2018, CINGSA a déposé une demande pour une décision anticipée sur un projet de redondance impliquant des dépenses d’investissement d’environ 41 millions de dollars américains et des besoins annuels en produits d’environ 6 millions de dollars américains. La réplique a été déposée en septembre 2018 et l’audience a eu lieu en octobre 2018. La demande a été refusée le 28 février 2019.
Comme il est prévu dans le certificat et les stipulations d’utilité publique acceptés par la RCA relativement à l’installation de stockage de CINGSA, la RCA a ordonné à CINGSA de déposer une étude sur les besoins en revenus. Le dossier sur les tarifs a été déposé en avril 2018 en fonction de l’année de référence 2017, réduisant les tarifs de 4 millions de dollars américains en raison de la réduction de la base tarifaire, de la baisse du RCP et de la baisse des impôts fédéraux sur le revenu. Une décision a été rendue en août 2019 et accordait un RCP de 10,25 % (contre un RCP demandé de 11,875 %) et 100 % des produits tirés des services de stockage interruptibles à payer aux clients (contre seulement 50 % du montant à payer demandé). Le 3 septembre 2019, CINGSA a déposé une requête de réexamen partiel. La RCA a rejeté la requête le 4 novembre 2019. CINGSA a porté en appel une décision de l’ordonnance tarifaire devant la Cour supérieure. CINGSA a déposé son mémoire et sa réponse en juin et en novembre 2020, respectivement. Ce différend est toujours en cours.
Le 2 mars 2020, CINGSA a déposé une proposition de modèle de formule de taux (MFT) comme l’exigeait la RCA dans sa décision d’août 2019 sur la demande tarifaire de CINGSA. CINGSA a soumis sa preuve testimoniale écrite en août 2020 et les autres parties ont déposé leurs réponses en novembre 2020. CINGSA a déposé sa réplique le 15 janvier 2021. Le 11 février 2021, la RCA a reporté la date de l’audience du 16 février au 1[er] mars 2021 et le délai légal pour la délivrance d’une ordonnance définitive au 9 juin 2021.
Commercialisation de l’énergie au détail
Les activités de commercialisation de l’énergie au détail d’AltaGas sont menées par WGL Energy Services, qui vend du gaz naturel et de l’électricité directement à des clients résidentiels, commerciaux et industriels au Maryland, en Virginie, au Delaware, en Pennsylvanie, en Ohio et dans le district de Columbia.
WGL Energy Services a conclu une convention d’approvisionnement garanti avec Shell Energy North America (US) L.P. (« Shell Energy »). Aux termes de cette convention, WGL Energy Services peut acheter la majeure partie de son énergie, de son gaz naturel et des produits connexes à Shell Energy selon des modalités qui atténuent les risques liés à la trésorerie imputables aux dépôts de garantie. Bien qu’il soit prévu que Shell Energy sera le principal fournisseur de gaz naturel et d’électricité, WGL Energy Services conserve le droit de s’approvisionner auprès d’autres fournisseurs. La convention d’approvisionnement conclue avec Shell Energy expire en 2022.
Gaz naturel
Au 31 décembre 2020, WGL Energy Services desservait environ 97 200 clients résidentiels, commerciaux et industriels au Maryland, en Virginie, au Delaware, en Pennsylvanie et dans le district de Columbia. WGL Energy Services est soumise aux autorités régissant les services publics là où elle un fournisseur de services agréé. WGL Energy Services obtient par contrat une capacité de stockage et d’acheminement par pipeline qui répond aux besoins de ses clients principalement par la mise en disponibilité de transport et des services de stockage attribués par des services publics dans les lieux desservis par plusieurs gazoducs interétatiques. Pour compléter l’approvisionnement en gaz naturel pendant les périodes de forte demande, WGL Energy Services conserve un stock de gaz dans ses installations assignées
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 34
par des services publics de gaz naturel comme Washington Gas. Ce stock permet à WGL Energy Services de faire face aux fluctuations quotidiennes et mensuelles de la demande et de minimiser l’incidence de la volatilité du cours du gaz.
Électricité
Au 31 décembre 2020, WGL Energy Services avait environ 96 800 comptes de clients résidentiels, commerciaux et industriels d’électricité, situés au Maryland, au Delaware, en Pennsylvanie, en Ohio et dans le district de Columbia. WGL Energy Services n’est pas propriétaire ni exploitant d’autres installations de production, de transport ou de distribution d’électricité.
Concurrence
WGL Energy Services fait concurrence à des fournisseurs d’énergie en gros, à des services publics d’électricité réglementés et à d’autres négociants dans la vente d’électricité à des clients. Les négociants de gaz naturel et d’électricité rivalisent principalement sur le plan du prix, d’où la relative faiblesse des marges brutes.
Une forte volatilité du prix de gros du gaz naturel pourrait avoir une incidence favorable ou défavorable sur les activités. Par conséquent, les politiques et pratiques de gestion du risque cherchent à minimiser le risque que les engagements d’achat et les engagements de vente correspondants ne concordent pas étroitement. En règle générale, les occasions de générer des profits sont plus nombreuses lorsque la volatilité des prix du gaz naturel augmente. Ces occasions sont principalement des écarts sur le transport et le stockage à court terme, des écarts sur le stockage saisonnier ainsi que des opérations d’approvisionnement et de base à long terme.
Afin de proposer des tarifs concurrentiels à ses clients de détail et conformément à ses politiques et procédures de gestion des risques, WGL Energy Services gère ses portefeuilles de contrats en tentant de faire correspondre le plus étroitement possible les engagements de livraison des fournisseurs aux exigences à respecter pour servir les acheteurs. La tarification des services standard offerte par les services publics d’électricité a une forte incidence sur la possibilité de faire croître la clientèle des résidences et des petits commerces de WGL Energy Services. Cette tarification est rajustée périodiquement par catégorie de clients selon les exigences réglementaires de chaque autorité compétente. Les occasions de croissance de la clientèle augmentent ou diminuent selon la corrélation qui existe entre la tarification de ces offres de service standard et les prix actuels du marché.
Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise de services publics
Washington Gas
Washington Gas est assujettie à la législation et à la réglementation fédérales, étatiques et locales en matière d’environnement. Ces lois et règlements pourraient exiger des dépenses sur une longue période de temps dans le but de contrôler les effets environnementaux. Les sommes à payer pour se conformer aux lois et règlements environnementaux peuvent être fortes et varier. Presque toutes les obligations environnementales liées aux activités de Washington Gas sont des frais de remise en état des sites d’UGS exploitées par elle ou un prédécesseur. Il est difficile d’estimer avec précision les coûts des interventions environnementales, puisque de nombreux facteurs les influencent, notamment les suivants :
-
la complexité du site;
-
l’évolution de la législation et de la réglementation fédérales, étatiques et locales en matière d’environnement; le nombre d’organismes de réglementation ou d’autres parties en cause;
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 35
-
l’obsolescence d’anciennes technologies ou l’inefficacité d’une technologie existante;
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le degré de remise en état requis;
-
les écarts entre le temps estimé et réel devant être accordé à la remise en état d’un site contaminé.
Washington Gas a repéré jusqu’à 10 sites où elle ou ses prédécesseurs pourraient avoir exploité une UGS. Washington Gas a utilisé une de ces usines pour la dernière fois en 1984. Washington Gas sait qu’en raison de l’exploitation de ces usines, il y a du goudron de houille et certains autres sous-produits du procédé de fabrication du gaz sur certains anciens sites ou près d’eux et qu’il pourrait y en avoir sur d’autres sites.
Washington Gas est actuellement en train d’assainir son installation de East Station située dans le district de Columbia et adjacente à la rivière Anacostia, en application d’un décret de consentement de 2012 intervenu avec le district de Columbia et le gouvernement fédéral. Les mesures d’assainissement comprennent le pompage et le traitement des eaux souterraines, la récupération du goudron, le confinement du sol et d’autres traitements. En outre, Washington Gas a accepté de mener une enquête sur le site d’un terrain adjacent situé à l’est de l’installation détenue par le district de Columbia et de présenter ses conclusions dans un rapport sous la supervision du DOEE. Des mesures d’assainissement supplémentaires pourraient être nécessaires pour ce terrain.
Washington Gas a accepté de mener une enquête sur un autre terrain adjacent, connu sous le nom de « Boat Club Property » et situé à l’est de l’installation appartenant au district de Columbia, et de présenter ses conclusions dans un rapport sous la supervision du DOEE. Le 12 juillet 2019, le terrain a fait l’objet d’une ordonnance administrative du DOEE. Cette ordonnance administrative a été retirée et Washington Gas a négocié avec le DOEE une ordonnance sur consentement qui est entrée en vigueur le 11 mars 2020. Aux termes de l’ordonnance administrative sur le consentement, Washington Gas prévoit remettre un rapport d’enquête sur l’assainissement le 26 février 2021.
En février 2016, Washington Gas a reçu une lettre du district de Columbia et du Service national des parcs relativement au projet Anacostia River Sediment, dans laquelle il était mentionné que le district de Columbia mène sa propre étude d’assainissement et de faisabilité sur la rivière pour déterminer si des mesures de nettoyage sont requises et dresser une évaluation des dommages causés aux ressources naturelles. Le 27 décembre 2019, le DOEE a publié un projet de plan relatif au projet Anacostia River Sediment, une étude de faisabilité sur la rivière et des documents justificatifs dans le but de recueillir les commentaires du public. Bien que le projet de plan indique que le site East Station fait partie des quinze sites pouvant faire l’objet de nettoyage environnemental, le DOEE suggère que les travaux de remise en état à ce site se poursuivent en application du décret de consentement existant plutôt que dans le cadre du projet Anacostia River Sediment. Le DOEE a rendu une décision intermédiaire en vue de la remise en état de zones d’intervention rapide ( Early Action Areas ) (dont ne fait pas partie le site East Station) sur la rivière Anacostia le 30 septembre 2020. Pour l’instant, Washington Gas est dans l’incapacité d’estimer le montant des dommages potentiels ou le temps que durera l’enquête environnementale du district de Columbia relativement à la rivière Anacostia. La méthode de répartition n’a pas encore été déterminée, mais Washington Gas a quand même inscrit une provision fondée sur une fourchette d’estimations possibles pour sa part des frais de l’étude de faisabilité.
Des ordonnances réglementaires délivrées par la PSC du MD autorisent Washington Gas à recouvrer les coûts liés aux sites qui relèvent du Maryland jusqu’en 2035. Les ordonnances tarifaires délivrées par la PSC du DC autorisent Washington Gas à recouvrer pendant trois ans les coûts des interventions environnementales engagés prudemment ainsi qu’à différer d’autres coûts engagés entre les demandes tarifaires. Des ordonnances réglementaires délivrées par la SCC de Virginie autorisent globalement Washington Gas à recouvrer les coûts de remise en état engagés prudemment, pour autant qu’ils ont été inclus dans les données financières sous-jacentes à l’appui d’une demande de modification tarifaire.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 36
Si les lois sur l’environnement évoluent et que d’autres travaux d’expertise et d’assainissement doivent être entrepris sur les sites à l’avenir, il pourrait en coûter très cher à Washington Gas. Ces dépenses pourraient être compensées par des actifs réglementaires. Les coûts qui ne seraient pas entièrement recouvrés auprès des clients au moyen de procédures réglementaires ou auprès des assureurs ou d’autres personnes potentiellement responsables dans les territoires desservis par Washington Gas réduiront le bénéfice et les résultats d’exploitation de Washington Gas.
SEMCO Gas
Au 31 décembre 2020, SEMCO Gas avait terminé des travaux d’expertise et d’assainissement des deux sites où étaient situées les usines de gaz synthétique dont elle avait la responsabilité et elle a obtenu des lettres du Department of Environment, Great Lakes, and Energy du Michigan attestant qu’aucune autre mesure n’était requise relativement à ces deux sites. SEMCO Gas va continuer de surveiller ces sites à l’avenir comme l’exigent les lettres attestant qu’aucune autre mesure n’est requise.
Conformément à une ordonnance comptable rendue par la MPSC, les frais d’enquête et d’assainissement d’ordre environnemental engagés par SEMCO Gas pour des terrains où étaient situées ces usines de gaz synthétique sont reportés et amortis sur dix ans. La charge d’amortissement connexe ne peut être prise en compte dans les tarifs avant que les coûts fassent l’objet d’un examen par la MPSC dans le cadre d’une demande de base tarifaire. Si les coûts ne sont pas entièrement recouvrés auprès des clients au moyen de procédures réglementaires ou auprès des assureurs ou d’autres personnes potentiellement responsables, ils seront soustraits du bénéfice et des résultats d’exploitation de SEMCO.
En raison des lettres attestant qu’aucune autre mesure n’est requise qu’elle a reçues à ce jour, SEMCO croit qu’il est peu probable que sa responsabilité soit engagée relativement à ces sites. Toutefois, si les lois sur l’environnement évoluent et que d’autres travaux d’expertise et d’assainissement doivent être entrepris sur les deux sites à l’avenir, SEMCO Gas pourrait considérablement engager sa responsabilité, que l’existence d’actifs réglementaires atténuera néanmoins.
Les règlements sur l’environnement, la santé et la sécurité peuvent aussi obliger SEMCO Gas à installer des dispositifs antipollution, à modifier ses activités ou à prendre d’autres mesures correctives dans ses installations.
Réglementation fédérale américaine sur l’air et les GES
Programme de déclaration des gaz à effet de serre aux États-Unis
Le Greenhouse Gas Reporting Program des États-Unis (le « GHGRP des É.-U. ») oblige les grands responsables des émissions de GES, les fournisseurs de carburant et de gaz industriels et les sites d’injection de CO2 aux États-Unis à déclarer certaines données sur les GES et d’autres informations pertinentes. Un total de 41 catégories de déclarants sont visées par le GHGRP des É.-U. Les installations établissent si elles sont tenues de faire des déclarations en fonction du type d’exploitation auxquelles elles se livrent, de leurs niveaux d’émission ou d’autres facteurs. Il est généralement demandé aux installations de présenter des rapports annuels en application de la partie 98 dans les cas suivants :
-
Les émissions de GES provenant des sources visées sont supérieures à 25 000 tonnes métriques d’équivalent-CO2 par an.
-
L’approvisionnement en certains produits entraînera plus de 25 000 tonnes métriques d’équivalent-CO2 d’émissions de gaz à effet de serre si ces produits sont dégagés, brûlés ou oxydés.
-
L’installation reçoit au moins 25 000 tonnes métriques de CO2 destinées à l’injection souterraine.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 37
Toutes les installations d’AltaGas et certains de ses services publics aux États-Unis exercent leurs activités conformément au GHGRP des É.-U.
Voir l’exposé sur les règlements fédéraux et étatiques des États-Unis portant sur les émissions atmosphériques à la rubrique « Activités de la Société – Secteur Siège social/autres – Incidences des facteurs environnementaux sur le secteur Siège social/autres ».
ENTREPRISE INTERMÉDIAIRE
L’entreprise intermédiaire d’AltaGas a rapporté des produits de 1,6 milliard de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (1,3 milliard de dollars en 2019), soit environ 30 % (24 % en 2019) des produits totaux d’AltaGas avant élimination des chiffres intersectoriels et des activités du secteur Siège social/autres.
Entreprise intermédiaire
L’entreprise intermédiaire est composée d’installations d’exportation vers le monde entier et d’installations de traitement et de fractionnement stratégiquement situées, de l’infrastructure logistique et d’installations de stockage d’hydrocarbures en Amérique du Nord qui relient les producteurs nord-américains depuis la tête de puits vers les marchés d’exportation mondiaux outremers et les consommateurs nord-américains. L’entreprise intermédiaire comprend aussi des services intégrés de manutention des hydrocarbures qui assurent le stockage, la logistique, l’acheminement par rail et pipeline, les services de transport et les fluides pour les puits, ainsi que des activités de vente de gaz naturel et de LGN, de même que trois centrales de cogénération alimentées au gaz naturel. En outre, l’entreprise intermédiaire comprend des installations de stockage de gaz naturel et de GPL sous contrat et un investissement dans des pipelines.
À la clôture de l’acquisition de Petrogas le 15 décembre 2020, l’entreprise intermédiaire comprenait la participation majoritaire d’AltaGas dans Petrogas, société intégrée de logistique et de services intermédiaires qui exerce ses activités en Amérique du Nord. Petrogas exploite une infrastructure de pétrole brut et de gaz naturel à grande échelle entièrement intégrée, fournissant des services d’approvisionnement, de stockage, de commercialisation et de transport aux sociétés énergétiques en amont et en aval aux États-Unis et au Canada, ainsi qu’une capacité d’exportation de GPL par voie maritime vers les marchés asiatiques à partir de son terminal à Ferndale (Washington). Le terminal est capable de charger de très grands transporteurs de gaz, compte une capacité de stockage de GPL sur site de 800 000 b et peut actuellement traiter environ 50 000 b/j. Le terminal est relié par pipeline à deux raffineries régionales, ce qui offre des possibilités supplémentaires d’approvisionnement, de vente et de rémunération contre service.
Exportations mondiales
Les installations d’exportation mondiale d’AltaGas cherchent à procurer aux producteurs de l’Amérique du Nord un accès au marché mondial et une valeur supplémentaire aux LGN. Les installations d’exportation mondiale étendent la chaîne de valeur intégrée d’AltaGas et contribuent à faire augmenter les volumes sur le réseau d’AltaGas, ce qui favorise la croissance future de la plateforme globale d’infrastructures intermédiaires comptant une capacité d’exportation de GPL supérieure à 130 000 b/j vers les marchés asiatiques.
RIPET
Le 16 octobre 2015, AltaGas a conclu une entente avec RTI relativement au projet RIPET. L’entente a été suivie en décembre 2015 par un contrat de sous-location et des ententes accessoires entre AltaGas et RTI. Une décision d’investissement définitive a été prise relativement au RIPET en janvier 2017. La construction a commencé en avril 2017.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 38
En mai 2017, AltaGas a conclu avec Vopak une convention de coentreprise aux termes de laquelle Vopak a acquis une participation de 30 % dans le RIPET. L’exploitation commerciale du RIPET a débuté en mai 2019 avec l’envoi de la première cargaison de propane à destination de l’Asie.
D’après la production des installations intermédiaires d’AltaGas et les ententes commerciales arrêtées ou actuellement en négociation, les volumes physiques du RIPET en fin d’année, soit en décembre, s’établissaient à environ 54 000 b/j.
Le terminal tire parti du réseau ferroviaire existant du CN et du port le plus profond en Amérique du Nord pour offrir aux producteurs de gaz naturel du Canada un accès direct aux marchés internationaux et des délais d’expédition plus rapides de 15 jours par rapport à la côte américaine du golfe du Mexique. Puisque le RIPET est le terminal nord-américain de GPL le plus près de l’Asie, il permet aux producteurs de gaz naturel et de propane du Canada de diversifier leur accès au marché asiatique, qui est un marché de grande importance pour le propane. Le RIPET a une capacité de stockage de 600 000 barils de propane. AltaGas prévoit accroître la capacité du RIPET en tablant sur ses capacités opérationnelles et sur les réseaux mondiaux de ses cocontractants. Le 21 août 2020, la Régie de l’énergie du Canada (REC) a octroyé à AltaGas un permis supplémentaire d’une durée de 25 ans lui permettant d’exporter jusqu’à 46 000 b/j de propane sur les marchés nord-américains et mondiaux depuis le RIPET, portant ainsi la capacité d’exportation totale de propane sous permis de 25 ans à 92 000 b/j. Le permis additionnel a été approuvé par le ministre des Ressources naturelles en décembre 2020.
Installation d’exportation de GPL de Ferndale
Situé à environ 100 milles au nord de Seattle, le terminal d’exportation de Ferndale représente un point de sortie stratégique pour les volumes de GPL nord-américains. Comme le RIPET, son emplacement est concurrentiel pour desservir le marché très en demande de l’Extrême-Orient, avec des délais moyens d’expédition plus courts et un arbitrage compétitif par rapport à la côte américaine du golfe du Mexique.
La demande du terminal est soutenue par diverses ententes d’achat à long terme avec des fournisseurs canadiens et américains, surtout des installations de collecte clés du nord de la Colombie-Britannique et de l’Alberta et des régions productrices américaines, principalement le Bakken. Petrogas maintient également des contrats de service avec de nombreux fournisseurs ferroviaires de niveau 1 afin de tirer parti des réseaux ferroviaires existants et de profiter des produits offerts à prix concurrentiels dans toute l’Amérique du Nord. Le terminal est également relié par pipeline à deux raffineries régionales, ce qui lui offre des occasions supplémentaires d’approvisionnement, de vente et de rémunération contre service. Le terminal peut traiter jusqu’à 50 000 b/j, et compte une capacité de stockage de 800 000 b sur place et des voies d’évitement pouvant accueillir 40 wagons.
Traitement du gaz
Les activités de traitement intermédiaires comprennent les réseaux de collecte qui acheminent le gaz naturel pour le compte de producteurs depuis la tête de puits jusqu’aux installations d’AltaGas, où on retire les impuretés et certains composants d’hydrocarbures puis compresse le gaz pour qu’il réponde aux spécifications des réseaux de gazoducs en aval. Les installations de traitement intermédiaires d’AltaGas servent des clients principalement situés dans le BSOC qui livrent le gaz naturel dans des réseaux de gazoducs en aval. Elles relient les producteurs aux marchés mondiaux d’exportation de GNL. AltaGas possède une capacité de traitement nette totale autorisée d’environ 2,4 Gpi[3] /j, dont environ 15 % peut traiter du gaz corrosif. Toutes les installations de traitement d’AltaGas peuvent extraire des LGN. Les activités de traitement d’AltaGas sont principalement tributaires du débit, de la composition des intrants, des frais de collecte et de traitement et des frais d’exploitation. Plusieurs installations bénéficient de contrats d’achat ferme. Le débit
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 39
est influencé par le raccord de nouveaux puits, les réactivations, les remises en production, l’optimisation des puits opérée par les producteurs, l’épuisement de la production naturelle dans les zones desservies par les installations de traitement d’AltaGas et le gaz disponible sur les conduites principales.
Le tableau ci-dessous présente les installations de traitement importantes d’AltaGas :
| Capacité autorisée (nette) 2020 | Capacité autorisée (nette) 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Capacité autorisée | |||||
| de traitement de | |||||
| Participation | En exploitation / hors |
gaz naturel - Nette |
|||
| Installation | Lieu | (%) | exploitation | (Mpi3/j) |
|
| Townsend | North of Fort St. John (C.-B.) | 100 % | En exploitation |
550 |
|
| Gordondale | Bonanza (Alb.) | 100 % | En exploitation |
150 |
|
| Blair Creek | North of Fort St. John (C.-B.) | 100 % | En exploitation |
120 |
|
| Aitken Creek(1)(2) | Aitken (C.-B.) | 50 % | Hors exploitation |
105 |
|
| UEEJ | Joffre (Alb.) | 100 % | En exploitation |
250 |
|
| UEEE | Edmonton (Alb.) | 100 % | En exploitation |
390 |
|
| Empress Pembina (PEEP) | Empress (Alb.) | 11 % | Hors exploitation |
135 |
|
| Harmattan | Sundre (Alb.) | 100 % | En exploitation |
490 |
|
| Younger | Taylor (C.-B.) | 28 % | Hors exploitation |
213 |
|
| Total | 2 403 |
(1) La capacité réelle totale ne tient pas compte de la capacité future des projets qui n’ont pas encore été mis en service.
(2) Comprend Aitken Creek North et Nig Creek.
Complexe de Townsend
L’installation de Townsend, dont AltaGas est seule propriétaire, est une installation de traitement de gaz de 550 Mpi[3] /j située à environ 100 km au nord de Fort St. John et 20 km au sud-est de l’installation de Blair Creek d’AltaGas. La majorité de la capacité de traitement est prise ferme à long terme par des producteurs de la région de Montney. De plus, l’installation de Townsend offre des services de manutention, de traitement et de stockage de LGN aux producteurs. Voir « Fractionnement et logistique » ci-après.
Une conduite de collecte de gaz naturel de 25 km relie la zone de collecte de Blair Creek à l’installation de Townsend.
En août 2018, AltaGas a conclu des ententes définitives avec Kelt visant à fournir une solution d’infrastructure énergétique pour la zone Inga Montney riche en liquides située en Colombie-Britannique. Au deuxième trimestre de 2020, Townsend 2B et une conduite de collecte de gaz qui relie des sites en amont aux installations d’AltaGas sont entrés en service, ce qui a conféré au complexe de Townsend une nouvelle capacité de traitement de gaz de coupe à grande profondeur C3+ de 198 Mpi[3] /j. L’installation bonifiée a procuré à Kelt le traitement garanti de 75 Mpi[3] /j de gaz brut en vertu d’une entente ferme initiale de 10 ans. Au troisième trimestre de 2020, ConocoPhillips a acquis à Kelt des actifs pétroliers et gaziers dans la division Inga/Fireweed/Stoddard de la région de Montney.
Gordondale
AltaGas a la propriété exclusive de l’installation de Gordondale, dotée d’une capacité autorisée sous licence de 150 Mpi[3] /j pour le traitement de gaz naturel corrosif. AltaGas exploite l’installation, située dans la région de Gordondale de la zone de réserves Montney, à environ 100 km au nord-ouest de Grande Prairie, en Alberta. L’installation de Gordondale traite le gaz collecté par Birchcliff dans la zone Montney aux termes d’un contrat d’achat ferme à long terme. L’usine est dotée d’installations d’extraction d’hydrocarbures permettant au producteur de récupérer la valeur des LGN. L’usine compte
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 40
également des générateurs de pointe qui servent à produire de l’énergie de secours à l’usine et à fournir l’alimentation électrique du réseau lorsque la demande est élevée ou que l’offre est faible.
Blair Creek
AltaGas a la propriété exclusive de l’installation de Blair Creek, dotée d’une capacité autorisée sous licence de 120 Mpi[3] /j de gaz naturel. AltaGas exploite l’installation, située à environ 140 km au nord-ouest de Fort St. John, en ColombieBritannique. L’installation traite le gaz collecté par les producteurs dans la zone Montney. L’usine est dotée d’installations d’extraction d’hydrocarbures permettant au producteur de récupérer la valeur des LGN.
Aitken Creek
En octobre 2018, AltaGas a acquis une participation de 50 % dans les installations de traitement Aitken Creek de Black Swan, soit Aitken Creek North et Nig Creek. Aitken Creek North est une usine de traitement de gaz peu profond ayant une capacité actuelle de 110 Mpi[3] /j (capacité nette de 55 Mpi[3] /j). Nig Creek est une usine de traitement de gaz peu profond ayant une capacité de 100 Mpi[3] /j (capacité nette de 50 Mpi[3] /j). Elle est entrée en service au troisième trimestre de 2019. La phase 1 de Nig Creek GP2B augmentera la capacité d’amenée de 55 Mpi[3] /j (28 Mpi[3] /j net). Elle devrait être mise en service au troisième trimestre de 2021. Les installations de traitement Aitken sont situées dans la zone de ressources Montney riche en hydrocarbures dans le nord-est de la Colombie-Britannique et sont exploitées par Black Swan.
UEEJ
AltaGas a la propriété exclusive de l’UEEJ, qui peut traiter 250 Mpi[3] /j de gaz naturel et produire jusqu’à 10 400 b/j d’éthane et d’autres LGN.
Comme elle jouxte le complexe pétrochimique de Joffre de Nova Chemicals, l’usine récupère l’éthane et les autres LGN du gaz combustible consommé par le complexe. Toute la production d’éthane de l’UEEJ est vendue au coût du service en vertu d’un contrat à long terme conclu avec Nova Chemicals. AltaGas livre sa production de LGN à l’usine de fractionnement d’Harmattan en vue d’un traitement ultérieur. Elle récupère les produits fabriqués d’après les spécifications et les vend sur les marchés de l’Amérique du Nord afin de maximiser la hausse des revenus à la sortie de l’usine.
UEEE
AltaGas a la propriété exclusive de la totalité de l’UEEE. L’UEEE est directement raccordée au réseau de collecte d’éthane de l’Alberta ainsi qu’au pipeline de LGN Co-Ed de Plains Midstream Canada. L’usine dispose d’une capacité d’amenée brute autorisée de 390 Mpi[3] /j de gaz naturel et d’une capacité de production brute d’éthane et d’autres LGN de 30 500 b/j.
Le gaz traité par l’installation approvisionne les marchés de la consommation de la ville d’Edmonton, en Alberta. La - quasi totalité de la capacité de production d’éthane de l’UEEE est actuellement vendue à des acheteurs d’éthane en vertu de contrat à long terme prévoyant des frais établis suivant le principe de l’utilisateur-payeur. La production de LGN est livrée à une usine de fractionnement de Fort Saskatchewan en vue d’un traitement ultérieur. AltaGas récupère les produits - fabriqués d’après les spécifications et les vend sur les marchés nord américains et mondiaux, par l’intermédiaire du RIPET, afin de maximiser la hausse des revenus à la sortie de l’usine.
Le gaz est fourni à l’UEEE aux termes d’un contrat d’approvisionnement conclu avec NGTL, qui donne à AltaGas le droit d’extraire les liquides de tout le gaz traité à l’UEEE.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 41
Harmattan
AltaGas est propriétaire exclusive d’Harmattan, situé à 100 km au nord de Calgary, en Alberta. Harmattan dispose d’une capacité de traitement de gaz naturel de 490 Mpi[3] /j comprenant le traitement de gaz corrosif, la séparation et le retour en aval et l’extraction de LGN. De plus, Harmattan dispose d’installations de fractionnement et d’un terminal (voir « Fractionnement et logistique » ci-après). L’approvisionnement en gaz naturel brut d’Harmattan provient des producteurs du centre-ouest de l’Alberta. Harmattan est bien positionnée comme installation de traitement à faibles coûts et à volumes élevés dans la région qu’elle dessert.
À Harmattan, des services de traitement du gaz naturel sont fournis à environ 70 producteurs en vertu de contrats assortis de diverses ententes et conditions commerciales. Environ 17 % du gaz naturel traité par Harmattan fait l’objet d’accords déclaratoires attribuant les réserves sur leur durée de vie. Le reste du gaz naturel brut traité par Harmattan fait l’objet de contrats dont la durée varie entre un mois et la durée de vie des réserves. La majeure partie des contrats prévoient une indexation des frais fondée sur l’IPC.
Le processus de séparation et de retour en aval permet d’extraire les LGN du gaz qui se trouve dans le tronçon ouest du réseau de NGTL en utilisant la capacité inutilisée des unités de récupération de LGN d’Harmattan. Le processus de séparation et de retour en aval a non seulement entraîné l’augmentation de l’utilisation de l’usine, mais aussi augmenté la fiabilité et l’efficacité pour les clients des services de traitement de gaz et de séparation et de retour en aval. En 2012, AltaGas a conclu avec Nova Chemicals une convention de séparation et retour en aval relative à l’extraction de 250 Mpi[3] /j d’éthane et d’autres LGN à Harmattan d’une durée initiale de 20 ans. AltaGas livrera à Nova Chemicals la totalité des LGN ou des produits du gaz issus des opérations de séparation et retour en aval, moyennant la pleine rémunération du coût du service.
AltaGas a actuellement une capacité de cogénération de 45 MW en Alberta grâce aux trois centrales de cogénération pouvant produire chacune 15 MW d’électricité. Ces centrales de cogénération sont situées à l’installation intermédiaire Harmattan d’AltaGas et disposent aussi d’un générateur de vapeur à récupération de chaleur capable de produire toute la vapeur nécessaire au traitement du gaz à Harmattan à partir de la chaleur résiduelle des gaz d’échappement de la turbine. L’électricité excédentaire des unités de cogénération est livrée au marché de l’électricité de l’Alberta.
La direction a constaté des problèmes d’ordre environnemental liés aux activités antérieures d’Harmattan. Une convention de répartition des obligations environnementales a été conclue avec l’ancien exploitant. Cette convention réduit considérablement les obligations d’AltaGas relativement à la contamination du sol et de l’eau souterraine. Voir la rubrique « Facteurs de risque – Fermeture, abandon et coûts de remise en état » dans la présente notice annuelle.
Younger
Le 1[er] avril 2018, la participation d’AltaGas a été ramenée à 28,33 % dans les installations de traitement et d’extraction de Younger et à 50 % dans les installations de fractionnement et les terminaux de Younger (voir « Fractionnement et logistique » ci-après). Younger est autorisée sous licence à traiter jusqu’à 750 Mpi[3] /j de gaz naturel. La part d’AltaGas de cette capacité est de 213 Mpi[3] /j. La participation restante est détenue par Pembina, qui a pris en charge l’exploitation des installations. Younger traite du gaz naturel acheminé par le réseau de la côte ouest et d’autres réseaux régionaux pour en récupérer les LGN. L’approvisionnement en gaz de Younger dépend de la quantité de gaz naturel brut traitée par l’usine à gaz McMahon, qui repose sur la grande région productrice de gaz naturel du nord-est de la Colombie-Britannique.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 42
Fractionnement et logistique
La production des usines de fractionnement dépend de la quantité de mélange de LGN traitée, de la composition des liquides, de l’efficacité du procédé de récupération des usines et de leur temps de fonctionnement. L’intégration et l’interconnectivité des installations intermédiaires d’AltaGas lui permettent d’offrir des services de fractionnement et de logistique aux autres segments et clients intermédiaires en donnant accès à des produits LGN de grande valeur et aux marchés nord-américains et mondiaux par le biais des réseaux ferroviaires, des pipelines, du RIPET et du terminal de Ferndale.
L’infrastructure de logistique d’AltaGas comprend des pipelines de LGN, des installations de traitement, de stockage et de camionnage ainsi qu’un terminal ferroviaire situés autour les principales installations intermédiaires d’AltaGas au RIPET, à Harmattan et dans le nord-est de la Colombie-Britannique, à Townsend et à North Pine. Après l’acquisition de Petrogas, l’infrastructure de traitement des liquides comprend également les principales activités de Petrogas, notamment la commercialisation et la distribution, les terminaux, les fluides et carburants des sites de puits ainsi que le camionnage et la manutention des liquides.
Dans le nord-est de la Colombie-Britannique, un réseau de gazoducs relie les usines de traitement de gaz en amont à l’installation de North Pine d’AltaGas. Le gazoduc du nord-est de la Colombie-Britannique comprend trois conduites d’évacuation d’hydrocarbures ainsi qu'une troisième, mise en service au troisième trimestre de 2020, reliant l’installation de Townsend au terminal routier de Townsend sur la route de l’Alaska (30 km) et à l’usine de North Pine d’AltaGas (70 km). De plus, les lignes de LGN et de propane qui relient le complexe de Townsend, dans le Nord, aux installations d’Aitken Creek par un gazoduc de 60 km (pipeline de jonction Aitken), à l’installation Storm Resources Nig par un pipeline latéral et à l’installation de Tourmaline Gundy, dans l’Ouest, par une ligne de propane de 15 km, ont toutes été mises en service au cours du premier semestre de 2020. L’infrastructure de logistique d’AltaGas comprend aussi une installation de traitement de 15 000 b/j de LGN dans le complexe de Townsend, conçue pour traiter les volumes de LGN riches en mercaptan livrés par l’usine de découpe profonde de Townsend et le pipeline de jonction Aitken.
Le tableau ci-dessous présente les installations de fractionnement importantes d’AltaGas :
| Capacité | autorisée (nette) | 2020 | 2020 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Capacité autorisée de | ||||||
| fractionnement de gaz | ||||||
| Participation | En exploitation / hors |
naturel – Nette | ||||
| Installation | Lieu | (%) |
exploitation | (B/j) | ||
| Harmattan | Sundre (Alb.) | 100 % |
En exploitation |
35 000 | ||
| Younger | Taylor (C.-B.) | 50 % |
Hors exploitation |
9 750 | ||
| North Pine | Fort St. John (C.-B.) | 100 % |
En exploitation |
20 000 | ||
| Total | 64 750 |
Harmattan
Harmattan compte une capacité de fractionnement de 35 000 b/j, une installation de traitement du pétrole fractionné d’une capacité de 450 b/j et une installation de production de gaz carbonique (CO2) de qualité industrielle d’une capacité de 200 t/j. Harmattan est la seule usine de fractionnement complet de coupes lourdes dans la région qu’elle dessert. Les services de fractionnement d’Harmattan sont fournis selon diverses modalités et durées contractuelles, le plus souvent moyennant rémunération contre service. Les services de fractionnement d’Harmattan comprennent un terminal routier où recevoir les mélanges de LGN livrés par les usines de la région, ainsi qu’un terminal ferroviaire à Didsbury avec une capacité de chargement d’environ 10 000 b/j.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 43
Younger
Le 1[er] avril 2018, la participation d’AltaGas a été ramenée à 50 % dans les installations de fractionnement, de stockage, de chargement, de traitement et de terminal de LGN de Younger. La participation restante est détenue par Pembina, qui a également pris en charge l’exploitation de ces installations. Même si Younger est la seule usine à longer un pipeline dans la région qu’elle dessert, le pipeline Alliance lui livre concurrence dans l’approvisionnement local en gaz naturel. Pembina est chargée d’approvisionner AltaGas en gaz et AltaGas commercialise sa part des LGN produits.
Installation de North Pine
L’installation de North Pine est la seule usine de fractionnement sur demande en Colombie-Britannique. Elle offre aux producteurs de LGN de la région des procédés moins chers et plus rentables que le transport et le fractionnement à Edmonton. Le premier réseau de l’installation de North Pine a été mis en service en 2017. Il est capable de traiter au plus 10 000 b/j d’un mélange de LGN. Le deuxième réseau, mis en service au premier trimestre de 2020, est capable de traiter jusqu’à 10 000 b/j supplémentaires d’un mélange de LGN depuis la conclusion d’ententes avec Black Swan et Kelt au second semestre de 2018.
L’installation de North Pine est reliée par pipelines au terminal routier de Townsend, d’une capacité de 10 000 b/j. Elle fait l’objet d’ententes d’approvisionnement à long terme avec les producteurs des installations de Townsend et d’Aitken Creek. L’installation de North Pine est aussi reliée à l’installation Tourmaline Gundy. Le propane, le butane et le condensat peuvent être acheminés vers les marchés nord-américains et le propane vers les marchés mondiaux par l’intermédiaire du RIPET au moyen du réseau ferroviaire du CN, auquel l’installation de North Pine a accès.
Installation d’Aitken
AltaGas et Black Swan ont conclu des ententes de traitement, de transport et de commercialisation à long terme qui comprennent la nouvelle infrastructure de manutention de liquides d’AltaGas au complexe de Townsend et à l’installation de North Pine. En mars 2020, le pipeline de liquides d’Aitken a été mis en service et relié aux pipelines de Townsend North Liquids pour transporter des volumes de LGN des installations d’Aitken Creek et de Nig Creek vers le complexe de Townsend.
Terminaux et stockage
Grâce à l’acquisition de Petrogas, l’entreprise intermédiaire d’AltaGas comprend maintenant les activités liées aux terminaux de Petrogas, qui appuient ses activités de commercialisation et de distribution en lui donnant la possibilité de transporter, de traiter, de stocker et de livrer des produits et de s’en approvisionner par le biais d’actifs fixes situés stratégiquement dans toute l’Amérique du Nord. En outre, les activités liées aux terminaux fournissent aux clients divers services par le biais d’ententes d’achat ferme ou de rémunération contre service qui assurent la stabilité des revenus dans un contexte de volatilité des prix des matières premières.
Les activités liées aux terminaux se composent des actifs de pétrole brut et de LGN situés stratégiquement qui fournissent des capacités de stockage, de mélange et de terminaux ferroviaires et routiers et d’exportation de GPL par voie maritime.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 44
Le tableau ci-dessous présente les terminaux importants d’AltaGas :
| Capacité autorisée | 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Capacité brute | |||||
| opérationnelle | |||||
| Partici- | GPL/LGN/gaz | Capacité de | |||
| pation | En exploitation / | brut | stockage brute | ||
| Installation | Lieu | (%) | hors exploitation | (b/j) | (b) |
| Terminal de GPL de Griffith(1) | Griffith (Ind.) | 74 % | En exploitation | 12 000 | 700 000 |
| Terminal de LGN de Fort Sask.(1) |
Fort Saskatchewan (Alb.) | 74 % | En exploitation | 25 000 | 180 000 |
| Coentreprise de pétrole brut de Sarnia(1) |
Sarnia (Ont.) | 37 % | Hors exploitation | 110 000 | 2 100 000 |
| Coentreprise de stockage de Strathcona(1) |
Fort Saskatchewan (Alb.) | 30 % | Hors exploitation | — | 2 516 000 |
| Terminaux de mélange de Petrogas(1) |
Divers | 74 % | En exploitation | 12 900 | 20 000 |
| Total | 159 900 | 5 516 000 |
(1) Acquis dans le cadre de l’acquisition de Petrogas le 15 décembre 2020.
| Capacité autorisée 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|
| Capacité de | ||||
| Participation | En exploitation / hors |
stockage brute | ||
| Installation | Lieu | (%) | exploitation | (Gpi3) |
| Stockage de gaz de Sarnia | Sarnia (Ont.) | 50 % | Hors exploitation |
5,3 |
Terminal de GPL de Griffith
Détenu en propriété exclusive et exploité par Petrogas, le terminal de GPL de Griffith appuie directement les efforts de commercialisation du propane et du butane à l’échelle nationale. Doté d’une infrastructure de transport routier et ferroviaire, le terminal est capable de traiter environ 12 000 b/j, et peut facilement être porté à 30 000 b/j. Les cavernes souterraines fournissent 700 000 barils de stockage et la capacité de voie d’évitement ferroviaire existante peut accueillir jusqu’à 220 wagons. Les services de stockage sont fournis sur la base d’une rémunération au service, notamment aux raffineurs raccordés au pipeline.
Terminal de LGN de Fort Saskatchewan
Détenue en propriété exclusive et exploitée par Petrogas, cette nouvelle installation a été construite par Petrogas et fournit un support de stockage et de manutention multiproduits à l’entreprise de commercialisation tout en générant des produits tirés de la rémunération au service par le biais d’accords avec des tiers.
Reliée à une installation de fractionnement régionale et aux cavernes de stockage de Strathcona par un pipeline de 10 km construit par Petrogas et lui appartenant, l’installation de Fort Saskatchewan est dotée d’une infrastructure de chargement et de déchargement routier et ferroviaire, offrant une capacité de débit de 25 000 b/j. Le terminal est compatible avec les trains blocs, et compte une voie d’évitement ferroviaire d'une capacité maximale de 265 wagons et un stockage sur place de 180 000 b. Le terminal est une importante zone de transit pour les produits destinés à Ferndale, offrant aux producteurs régionaux une solution d’exportation importante.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 45
Coentreprise visant le terminal de stockage et de pétrole brut de Sarnia
Le terminal de stockage et de pétrole brut de Sarnia est une coentreprise formée avec Nova Chemicals, qui fournit à Petrogas l’accès à l’infrastructure de stockage et de transport ferroviaire de pétrole brut. Situé dans le sud de l’Ontario, ce terminal permet de répondre à la demande de pétrole brut des raffineurs et des utilisateurs finaux de l’Est grâce aux réseaux ferroviaires régionaux et à l’infrastructure de pipelines d’Enbridge. Le partenaire de la coentreprise fournit et gère les actifs du terminal, tandis que Petrogas gère les accords commerciaux et de marketing du terminal. Le droit d’accès aux actifs du terminal dans le cadre de l’entente de coentreprise a été enregistré au titre d'un bail par Petrogas. Ce terminal fournit une capacité maximale de stockage de pétrole brut et de produits raffinés de 2,1 millions de barils, avec un débit de sortie soutenu par une capacité de chargement ferroviaire de 10 000 b/j. Le terminal génère des produits d’exploitation par le biais de contrats de stockage et de location de réservoirs de stockage, de chargement ferroviaire et d’engagements à terme pour l’approvisionnement en pétrole brut. L’entente de coentreprise vient à échéance en 2028 et peut être reconduite au gré des parties.
Coentreprise de stockage de Strathcona
L’installation de stockage de Strathcona est une coentreprise formée avec ATCO Energy Solutions Ltd. Petrogas détient une participation directe de 40 % dans l’installation, qui est située près de Fort Saskatchewan. L’installation est positionnée stratégiquement pour aider à répondre aux besoins de stockage découlant de la production accrue aux bassins de schiste de Duvernay et de Montney riches en hydrocarbures, tout en répondant aux besoins pétrochimiques de la région d’Edmonton. Le terminal compte actuellement quatre cavernes de sel en service pour le stockage souterrain, une cinquième caverne étant en voie d’aménagement. Chaque caverne offre une capacité de stockage d’environ 629 000 b.
Terminaux de mélange de pétrole brut
Détenus en propriété exclusive et exploités par Petrogas, les terminaux de mélange de pétrole brut se composent de cinq terminaux de mélange situés en Alberta et dans le sud de la Saskatchewan. Ces terminaux mélangent du pétrole brut plus lourd, conformément aux spécifications des pipelines, et sont conçus pour fonctionner à une capacité moyenne de 15 300 b/j. La matière première est acheminée par des infrastructures de transport routier et des groupes de réservoirs reliés à des pipelines, avec une capacité de déchargement au moyen de connexions à des pipelines régionaux.
Autres
Petrogas maintient divers actifs de stockage auxiliaires détenus en propriété ou loués en Amérique du Nord pour soutenir les activités de marketing et de distribution et les activités liées aux terminaux. Les sites comprennent le terminal de chargement de propane par camion de Yahk BC, le terminal de propane de Scranton, les réservoirs de pétrole brut loués de Guernesey et d’Edmonton et divers autres lieux de stockage de LGN loués stratégiquement dans les carrefours énergétiques clés.
De plus, l’entreprise de stockage de gaz naturel d’AltaGas est propriétaire à 50 % de l'installation de stockage de gaz naturel de Sarnia de 5,3 Gpi[3] connectée à la plaque tournante Dawn dans l’Est du Canada.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 46
Transport routier et fluides pour les puits
Transport routier
Grâce à l’acquisition d’une participation majoritaire dans Petrogas, l’entreprise intermédiaire d’AltaGas comprend maintenant les trois principales entités de transport par camion de Petrogas, lesquelles fournissent des services liés au transport dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien et dans le nord-ouest des États-Unis, en effectuant le transport de fluide de fracturation, d’eau extraite, de pétrole brut et des LGN entre les producteurs, les terminaux, les clients et les utilisateurs finaux. Les activités de transport routier sont essentielles pour relier les fournisseurs et les clients aux infrastructures de Petrogas et aux terminaux de tiers, et pour le transport sur de longues distances vers les marchés de gros nationaux.
Outre les volumes de première partie, l’entreprise de transport routier maintient divers accords avec les sociétés de production pétrolière et gazière régionales pour les services de transport depuis des sites de forage éloignés. Ces accords peuvent inclure des conventions-cadres de services, des contrats à reconduction tacite ou des chargements en temps réel. Les tarifs de transport de tiers sont établis en fonction du lieu de réception, du point de livraison et de la longueur du trajet.
Fluides et carburants pour les puits
Enerchem International Inc., filiale en propriété exclusive de Petrogas, est une société canadienne axée sur la production de fluides de forage et de puits, et de carburants. Grâce au fractionnement de pétrole brut, Enerchem produit et distribue des fluides d’hydrocarbures exclusifs pour la fracturation et le forage de puits de pétrole et de gaz afin d’améliorer la productivité et de résoudre les défis de production dans les champs pétrolifères auxquels les producteurs en aval doivent faire face.
Divers produits d’Enerchem portent une marque ou sont protégés par une marque de commerce, dont Fracsol[MD] , Drillsol[MD] , Drillsol Plus[MD] , Envirosol[MD] , Xysol[MD] , Waxsol[MD] , Unisol[MD] et EZsol[MD] . Ces produits visent à assurer l’efficacité et l’intégrité des puits de forage et proposent des solutions pour la fracturation hydraulique et des solvants pour l’entretien des sites de forage, le nettoyage des puits de forage et la dilution du pétrole lourd.
Outre ses fluides brevetés, Enerchem produit également divers carburants de consommation. Ce segment permet de diversifier son portefeuille et n’est pas lié aux cycles de forage. Ces produits comprennent le combustible de chauffage, les carburants Jet-A et Jet-B ainsi que divers carburants diesel et marins. Enerchem est le seul producteur de carburant Jet-B au Canada.
Enerchem exploite deux installations principales situées à Sundre et à Slave Lake, en Alberta, qui sont capables de traiter plus de 1,5 million de barils de produits finis par an. Ces usines sont soutenues par diverses installations auxiliaires de stockage et de distribution situées dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, offrant une capacité de stockage de plus de 150 000 b et situées stratégiquement à proximité des régions de forage actif.
Autres services de manutention des liquides
À l’appui de ses services de manutention du GPL et des LGN, AltaGas gère un réseau de logistique ferroviaire composé d’environ 4 600 wagons. AltaGas cherche activement les occasions d’acheter et revendre des LGN pour les producteurs, et d’échanger, de réattribuer et de revendre à profit la capacité pipelinière et de stockage. Ces activités rapportent des produits nets à peu de risques, fondés sur des différentiels de coût de transport entre les réseaux de pipelines et les
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écarts de prix des marchandises d’une période à l’autre. Les marges sont obtenues par le blocage d’opérations d’achat et de vente, conformément aux politiques de risque de crédit et de risque sur marchandises d’AltaGas. AltaGas propose également des services d’approvisionnement en énergie à des utilisateurs finaux des services publics de gaz et gère les besoins en transport par des pipelines tiers de bon nombre de clients qui commercialisent du gaz.
Les activités de commercialisation de Petrogas sont axées sur l’achat, la vente, l’échange et la distribution de LGN et de pétrole brut, principalement à proximité de ses actifs détenus en propriété ou loués de manière stratégique. En tirant parti de l’infrastructure entièrement intégrée de Petrogas et de ses capacités logistiques importantes, l’équipe de commercialisation est en mesure de se procurer des produits à des prix concurrentiels dans les principaux centres et dans les divers bassins d’hydrocarbures afin de profiter des occasions d’arbitrage découlant des écarts de prix régionaux. Les activités de commercialisation reposent sur deux principaux éléments : 1) la vente en gros de LGN et de pétrole brut à l’échelle nationale, et 2) les exportations de GPL par voie maritime. En outre, cette entreprise offre un soutien opérationnel au terminal d’exportation de Ferndale en fournissant des services de négociation de contrats d’approvisionnement et de vente à l’étranger. Petrogas appuie ses activités de distribution en maintenant un vaste parc ferroviaire qu’elle loue. Les contrats de location comportent des échéances échelonnées et sont conclus avec plusieurs bailleurs afin de préserver l’intégrité des wagons et de se conformer à la classification du Department of Transportation des États-Unis, et tous les contrats de location sont conclus sur la base d’un service complet.
Mountain Valley
AltaGas est propriétaire d’une participation de 10 % dans Mountain Valley par l’intermédiaire de WGL Midstream. Le gazoduc proposé, qui sera exploité par EQM et aménagé, construit et détenu par Mountain Valley (coentreprise d’EQT et d’autres entités), transportera environ 2,0 Gpi[3] /j de gaz naturel et prolongera le réseau Equitrans d’EQT Corporation dans le comté de Wetzel, en Virginie-Occidentale, jusqu’à la station 165 de Transco dans le comté de Pittsylvania, en Virginie. Le gazoduc devrait s’étendre sur une distance d’environ 300 milles et donner accès aux marchés du sud-est, dont la demande est croissante.
Le 13 octobre 2017, la FERC a délivré un certificat de commodité et de nécessité publiques pour le gazoduc. Au début de 2018, la FERC a autorisé certaines activités de construction sur le gazoduc. En août 2019, certaines activités de construction ont été volontairement suspendues, reportant à 2020 une plus grande part des travaux sur le gazoduc principal. Le 15 octobre 2019, la FERC a ordonné l’arrêt de la construction de tout le projet, dont la plus grande partie avait déjà été reportée suivant la suspension volontaire d’août 2019 ou s’interrompait progressivement pour l’hiver. Le 25 août 2020, Mountain Valley Pipeline, LLC a demandé une prolongation de deux ans, soit jusqu’au 30 octobre 2022, pour achever le gazoduc. Le 9 novembre 2020, la 4th Circuit Court of Appeals des États-Unis a accuielli la demande de certains groupes environnementaux et a ordonné la suspension des travaux pendant la poursuite en cours concernant la vérification par le Corps of Engineers de l'armée américaine des traverses d’eau dans le cadre du projet aux termes d’un permis général intitulé « Nationwide Permit 12 ». Par conséquent, la date de mise en service est maintenant prévue pour la fin de 2021. Au 31 décembre 2020, environ 92 % du projet était terminé, y compris la construction de toutes les stations de compression et de tous les raccordements initiaux. Malgré les retards, l’obligation contractuelle d’AltaGas est limitée à la contribution estimée initiale d’environ 352 millions de dollars américains. En outre, WGL Midstream a des promesses d’acheter environ 0,5 Gpi[3] /j de gaz naturel, à des prix indexés, pour une durée de 20 ans, et sera également expéditeur sur le gazoduc proposé.
En avril 2018, WGL Midstream a conclu une entente distincte avec EQM en vue d’acquérir une participation de 5 % dans un projet de construction d’un gazoduc interétatique latéral (le projet MVP Southgate). Le gazoduc proposé recevra le gaz
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naturel du gazoduc principal de Mountain Valley dans le comté de Pittsylvania, en Virginie, et s’étendra sur environ 73 milles vers le sud jusqu’à de nouveaux points de livraison dans les comtés de Rockingham et d’Alamance, en Caroline du Nord. La construction devrait commencer au troisième trimestre de 2021, malgré la décision du North Carolina Department of Environmental Quality de rejeter la demande présentée par MVP Southgate visant l’obtention d’une certification étatique en vertu de l’article 401 de la loi intitulée Clean Water Act . La décision devrait être portée en appel. Jusqu’à maintenant, les dépenses sont liées à l’arpentage, à l’acquisition de terrains et à l’obtention de permis et d’autorisations réglementaires. L’engagement total de WGL Midstream devrait s’élever à environ 20 millions de dollars américains. Le gazoduc latéral devrait être mis en service au cours du deuxième semestre de 2022 en raison des contestations juridiques et réglementaires en cours.
Concurrence
Dans le but d’accroître l’utilisation de ses installations et de stimuler sa croissance future, AltaGas a pour stratégie d’offrir des services intermédiaires entièrement intégrés à ses clients tout le long de la chaîne de valeur énergétique, de manière à permettre aux producteurs d’augmenter leurs revenus en leur donnant accès à des marchés mondiaux plus lucratifs, comme l’Asie.
Grâce à sa chaîne de valeur infrastructurelle intégrée, AltaGas est en mesure de relier les producteurs de l’Amérique du Nord de la tête de puits jusqu’aux marchés mondiaux du GPL via le RIPET et Ferndale. Même si sa proposition de valeur intégrée est unique dans l’Ouest canadien, AltaGas fait face à la concurrence dans l’approvisionnement en GPL dans le BSOC. À l’heure actuelle, le RIPET et le terminal de Ferndale, dont la capacité s’élève à environ 130 000 b/j, répondent à environ 37 % de la demande de GPL dans le BSOC. L’expectative de la poursuite du déséquilibre entre l’offre et la demande de gaz naturel et de GPL en Amérique du Nord, combinée à une forte demande de l’Asie, devrait continuer à provoquer un large différentiel de prix entre le marché nord-américain et le marché asiatique. L’avantage structurel et géographique que le terminal Ferndale procure à AltaGas par le RIPET et Petrogas favorisera la hausse des rentrées nettes des producteurs et la placera en bonne position pour concurrencer les autres exportateurs nord-américains de GPL dans l’approvisionnement en GPL à mesure que ses activités d’exportation mondiale continueront d’être optimisées.
En ce qui concerne le traitement du gaz naturel, AltaGas livre concurrence à des entités d’exploration et de production de gaz naturel en amont intégrées, ainsi qu’à d’autres entités intermédiaires présentes dans le BSOC. En 2020, AltaGas a traité en moyenne 1,4 Gpi[3] /j, soit environ 9 % des volumes extraits du BSOC. La majeure partie de la capacité de traitement dans le BSOC continue généralement d’être prise en charge par les sociétés d’exploration et de production de gaz naturel en amont. Capable d’offrir aux producteurs de l’Ouest canadien une chaîne de valeur entièrement intégrée appuyée par des capacités de manutention des liquides et d’exportation mondiale, AltaGas est bien placée pour aller chercher une plus grande production à traiter dans ses installations existantes et générer une croissance future.
Les installations de fractionnement d’AltaGas sont bien positionnées pour évoluer dans un environnement concurrentiel et tirer parti de leurs situations stratégiques et de leurs ententes contractuelles pour rivaliser avec la concurrence dans le secteur des LGN, offrant aux producteurs des procédés moins chers et plus rentables.
Utilisation intermédiaire
AltaGas vise l’amélioration constante, l’excellence opérationnelle et l’utilisation maximale des installations qu’elle exploite; en outre, elle cherche à dépasser constamment les taux d’utilisation moyens du BSOC. L’augmentation des volumes traités aux usines, qui provient du raccord de nouveaux puits et de la réactivation, la remise en production et l’optimisation des puits opérées par les producteurs, est contrebalancée par le fléchissement de la production naturelle. Les volumes
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d’exportation mondiaux sont tributaires de la production des installations intermédiaires d’AltaGas, de l’approvisionnement en GPL du BSOC et de diverses conventions d’achat à long terme avec des fournisseurs canadiens et américains.
Exportations mondiales
Les exportations mondiales effectuées via le RIPET sont passées de 57 % en 2019 à 63 % en 2020, principalement en raison de l’augmentation des volumes vendus en temps réel et d’un contrat de mi-durée entré en vigueur en septembre 2019. L’utilisation de l'installation de Ferndale pour la période allant de l’acquisition le 15 décembre 2020 au 31 décembre 2020 était d’environ 68 %.
Traitement du gaz
Le taux moyen d’utilisation des principales installations de traitement est passé de 62 % en 2019 à 57 % en 2020, surtout en raison de la réduction des activités en amont des producteurs, des coupures à AltaGas et dans les installations des producteurs et des travaux d'entretien prévus à Younger, ce qui a entraîné une baisse des volumes traités dans les installations d’extraction, partiellement compensée par une année complète d’exploitation à l’installation de Nig Creek et la mise en service de l’agrandissement de Townsend 2B au deuxième trimestre de 2020.
Fractionnement
Le taux moyen d’utilisation des installations de fractionnement est passé de 31 % en 2019 à 38 % en 2020 en raison de la mise en service de l’installation agrandie de North Pine au premier trimestre de 2020 et des volumes additionnels de liquides des installations du nord-est de la Colombie-Britannique, y compris l’installation de coupe lourde Townsend. L’augmentation a été en partie contrebalancée par la baisse des volumes à Younger attribuable aux travaux d’entretien planifiés et la baisse des volumes arrivés par camion à Harmattan.
Importantes zones d’exploitation et clients importants
Exportations mondiales
Le RIPET et le terminal de Ferndale, deux seuls terminaux de GPL sur la côte ouest de l’Amérique du Nord, permettent des délais d’expédition jusqu’aux marchés asiatiques considérablement plus courts que ceux des autres terminaux nord-américains de GPL. Les deux terminaux sont reliés aux principales plaques tournantes nord-américaines par des réseaux de chemins de fer.
Traitement et fractionnement
Environ 46 % des volumes traités par AltaGas sont traités par le complexe Townsend, l’installation de Blair Creek, l’installation de Gordondale, l’installation d’Aitken Creek et l’installation de Younger, situés dans la zone de ressources Montney riche en hydrocarbures dans le nord-est de la Colombie-Britannique.
AltaGas a également une capacité de fractionnement dans le nord-est de la Colombie-Britannique aux installations de North Pine et de Younger. L’installation de North Pine est raccordée au complexe Townsend et est la seule usine de fractionnement sur demande de Colombie-Britannique. Elle offre aux producteurs de LGN de la région des procédés moins chers et plus rentables que le fractionnement à Edmonton.
Les installations de l’UEEP et de l’UEEE sont situées stratégiquement et alimentent l’industrie pétrochimique et la ville d’Edmonton. Harmattan est un important fournisseur de services ayant un vaste rayonnement dans le centre-ouest de
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l’Alberta. De nombreuses autres installations situées dans la zone d’Harmattan sont actuellement sous-utilisées, ce qui procure à AltaGas des occasions de réaliser des regroupements et d’accroître l’utilisation et la rentabilité de ses actifs.
Ententes contractuelles intermédiaires
Exportations mondiales
La capacité annuelle du RIPET et de Ferndale est actuellement régie par des contrats d’approvisionnement et des contrats d’achat ferme visant le propane et le butane. AltaGas prévoit faire en sorte que la majorité de la capacité du RIPET et de Ferndale fasse l’objet d’achats fermes dans l’optique de créer une chaîne de valeur intégrée pour les clients et les fournisseurs d’AltaGas dans le BSOC, de la tête de puits jusqu’aux marchés mondiaux d’exportation.
En 2021, AltaGas a conclu des ententes pluriannuelles visant l’achat d’environ 33 % du propane qui devrait être expédié chaque année à partir du RIPET. Les volumes de propane sont exportés dans le cadre de contrats de longue durée, de mi-durée, échelonnés ou en temps réel. Environ 48 % des volumes exportés font l’objet de contrats de longue durée et de mi-durée.
AltaGas a conclu des ententes pluriannuelles pour les volumes de propane et de butane provenant des raffineries du Nord-Ouest du Pacifique et des producteurs du BSOC, visant l’achat d’environ 27 % du produit qui devrait être expédié chaque année à partir de Ferndale. Les volumes de propane et de butane de Ferndale sont exportés dans le cadre de contrats de longue durée, de mi-durée et en temps réels par le biais d’accords de commercialisation conclus avec des tiers. En 2021, environ 61 % des volumes exportés font l’objet de contrats de longue durée et de mi-durée.
Traitement et fractionnement
AltaGas s’occupe de la collecte, du traitement et du fractionnement du gaz naturel et du LGN aux termes de contrats passés avec des producteurs de gaz naturel. Il existe environ 115 contrats actifs de traitement. En général, ces contrats :
-
fixent les tarifs des services de collecte et de traitement offerts par AltaGas;
-
fixent les charges d’exploitation passées en grande partie aux producteurs;
-
délimitent les droits d’accès des producteurs aux services de collecte et de traitement;
-
établissent les engagements de débit minimum avec les producteurs et suivent alors les structures tarifaires pertinentes pour recouvrer le capital investi au début de la durée du contrat si AltaGas doit faire une dépense d’investissement;
-
établissent les conditions auxquelles la production future sera traitée à une installation d’AltaGas;
-
fixent les frais de traitement dans plusieurs installations, moyennant un achat ferme.
Les prix de la majorité des contrats en vigueur au 31 décembre 2020 étaient indexés annuellement selon l’IPC.
Lorsque des réserves de gaz naturel sont réservées en exclusivité aux termes d’un contrat, celui-ci porte habituellement sur plus d’une année et peut valoir pour la durée de vie des réserves en fonction des capitaux investis par AltaGas dans l’installation. Lorsque des réserves n’ont pas été réservées en exclusivité aux termes d’un contrat ou si AltaGas n’a pas engagé de capitaux considérables, les contrats peuvent d’ordinaire être résiliés par l’une ou l’autre des parties moyennant un avis de un à trois mois. Les puits exploités demeurent généralement raccordés à un réseau de traitement pendant toute leur durée productive.
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Les propriétaires d’installation de traitement de gaz naturel ont le droit d’extraire les liquides du gaz naturel acheminé, soit directement en qualité de propriétaires du gaz, soit en vertu d’un contrat d’extraction de LGN. Dans une entente commerciale type, le propriétaire d’une usine d’extraction d’éthane et de LGN passe un contrat avec l’expéditeur de gaz naturel sur un réseau de transport pour obtenir le droit d’extraire les LGN du gaz. L’éthane et les LGN sont extraits du contenu énergétique du gaz naturel du transporteur.
La valeur de l’éthane et des LGN extraits dépend de la différence entre la valeur de l’éthane, du propane, du butane et du condensat pouvant être commercialisés séparément, et leur valeur thermique comme éléments constitutifs du gaz naturel acheminé. Si ces constituants ne sont pas extraits et vendus à des prix qui correspondent à la valeur de chacune de ces marchandises, ils sont vendus pour leur valeur calorifique au prix courant du gaz naturel.
Les installations de fractionnement imposent des frais pour séparer le mélange de LGN et le restituer sous forme de propane, de butane et de condensat conforme aux spécifications.
Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise intermédiaire
L’entreprise intermédiaire est assujettie aux règlements sur l’environnement suivants :
Règlements fédéraux canadiens sur l’air et les GES
Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques
Le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques , promulgué en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement, 1999 (la « LPE du Canada »), a été adopté le 17 juin 2016. Le règlement oblige les propriétaires et les exploitants de certaines installations industrielles et de certains types d’équipement à respecter des normes d’émission uniformes au pays. Les objectifs du règlement sont de limiter la quantité d’oxydes d’azote (« NOx ») émis par les chaudières et fours industriels à combustible gazeux modernes (nouveaux) et préexistants (existants) dans plusieurs installations industrielles.
Certaines dispositions du Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques sont entrées en vigueur le 1[er] juillet 2017, ce qui nécessite l’inscription des moteurs modernes et la production de déclarations de conformité s’y rapportant. Les obligations de conformité applicables aux moteurs préexistants ont été introduites en 2019. Elles fixent les limites à la quantité de NOx, les tests de NOx et les mesures d’oxygène (« O2 »), les obligations d’entretien et d’exploitation particulières et les obligations de déclarations et de tenues de livres annuelles. Les entités réglementées seront assujetties aux exigences d’exécution et de conformité et aux amendes prévues dans la LPE du Canada.
AltaGas étudie actuellement les moyens de réduire les émissions de NOx de ses moteurs, fours et chaudières. Grâce à des modifications aux moteurs, à la mise en place de technologies et/ou à des changements aux paramètres d’exploitation, AltaGas prévoit atteindre une limite de 4g/kWh pour 50 % de la puissance au frein nominale totale des moteurs réglementés d’AltaGas, l’objectif étant de parvenir à une limite de 4g/kWh de NOx pour tous les moteurs déjà existants d’ici 2026.
Tarification fédérale du carbone
Le 9 décembre 2016, le gouvernement du Canada a officiellement annoncé le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. En conséquence, le 21 juin 2018, le législateur fédéral a édicté la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre qui met en œuvre un système de tarification de la pollution par le carbone qui a pris effet en 2019 et qui s’applique dans les provinces et les territoires n’ayant pas de système
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conforme aux seuils de référence fédéraux. Le gouvernement fédéral a également proposé des règlements imposant des obligations de déclaration d’émissions en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre .
La tarification fédérale de la pollution par le carbone est composée de deux éléments, susceptibles d’influer sur les activités d’AltaGas :
-
une taxe sur le carbone applicable aux combustibles fossiles actuellement fixée à 20 $ par tonne d’émissions de carbone, mais qui augmentera annuellement pour atteindre un maximum de 50 $ par tonne en 2022;
-
un système de tarification des émissions régissant les installations industrielles qui émettent 50 000 tonnes ou plus d’équivalents en dioxyde de carbone (« équivalent-CO2 ») par année, auquel les petites installations qui produisent des émissions inférieures peuvent adhérer.
Le système de tarification des émissions s’applique à toutes les installations industrielles qui émettent 50 000 tonnes ou plus d’équivalent-CO2 par année. Le système vise les émissions résultant de la combustion de combustibles et les émissions de GES générés synthétiquement par des procédés et des produits industriels. Au 31 décembre 2020, AltaGas avait trois installations de traitement qui dépassent le seuil de 50 000 tonnes d’équivalent-CO2 par année. Deux installations en Alberta et une installation en Colombie-Britannique qui dépasse le seuil continueront d’être réglementées par les systèmes de tarification et de déclaration du carbone dans ces provinces. La tarification du carbone en Alberta et en Colombie-Britannique respecte les exigences d’équivalence du gouvernement fédéral et répondent aux exigences des seuils de référence fédéraux.
La taxe fédérale sur le carbone dans les provinces qui ne respectent pas les exigences d’équivalence a pris effet en avril 2019. L’Alberta a contesté la constitutionnalité du régime de tarification du gouvernement fédéral et la cour d’appel de l’Alberta a jugé la législation fédérale inconstitutionnelle. La Cour suprême du Canada a entendu les arguments concernant la taxe fédérale sur le carbone en septembre 2020; toutefois, aucune décision n’a encore été rendue.
Programme fédéral de déclaration des émissions de gaz à effet de serre (PDGES)
Environnement et Changement climatique Canada a diminué le seuil de déclaration prévu par le PDGES pour l’année d’exploitation 2017. À cause de cette baisse, le PDGES s’appliquera à une plus vaste gamme d’activités émettrices de GES au Canada. Le seuil de déclaration des installations industrielles est passé de 50 000 à 10 000 tonnes d’équivalent-CO2.
Au 1[er] juin 2020, dix installations du secteur intermédiaire ont produit des déclarations en application du PDGES en raison de la baisse du seuil de déclaration.
Alberta
TIER
Le 1[er] janvier 2020, le TIER a remplacé le CCIR. Ce règlement s’applique automatiquement aux installations qui produisent 100 000 tonnes ou plus d’émissions par année. Les installations sous ce seuil auront la possibilité de s’assujettir volontairement au TIER en devenant une installation regroupée. Les obligations de réduction des émissions prévues par le TIER sont établies selon un plafond propre à l’installation visée ou selon un plafond applicable aux secteurs très polluants. Selon le plafond propre à l’installation, une installation est tenue de réduire ses émissions de 10 % par rapport à la moyenne pondérée des émissions qu’elle a produites dans le passé. Le plafond propre à
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l’installation augmentera de 1 % par année à compter de 2021. Les plafonds des secteurs très polluants sont fixés par rapport à l’intensité d’émission moyenne des installations produisant le plus gros volume de chaque produit de référence au cours des années de référence choisies.
Les installations régies par le TIER pourront se prévaloir des mêmes options de conformité que celles qui leur étaient offertes par le CCIR. Les crédits d’émissions et les compensations d’émissions regroupées ne pourront pas être utilisés pour respecter plus de 60 % de l'obligation de conformité totale d’une installation pour une seule année de conformité. Le TIER maintiendra également le délai d’expiration applicable aux crédits d’émissions et aux compensations d’émissions, qui expireront huit ans après leur création. Les installations d’Harmattan et de Gordondale d’AltaGas produisent 100 000 tonnes ou plus d’émissions par année et seront régies par le programme TIER.
Le gouvernement du Canada applique depuis le 1[er] janvier 2020 une redevance fédérale sur les combustibles en Alberta en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPCG). La redevance s’appliquera à tous les combustibles fossiles utilisés en Alberta, y compris dans le secteur pétrolier et gazier, qui bénéficiait d’une exemption de la taxe sur le carbone jusqu’en 2023 sous l’ancien gouvernement provincial alors que la province mettait l’accent sur la réduction du méthane. La LTPCG dispense les installations assujetties aux politiques provinciales qui satisfont aux critères de référence fédéraux. Le programme TIER a été conçu pour répondre aux exigences fédérales de manière à protéger les installations réglementées contre le coût total de la conformité à la LTPCG, et entraîner des réductions d’émissions selon une méthode rentable et adaptée à l’industrie de l’Alberta. Les installations d’AltaGas produisant moins de 100 000 tonnes d’émissions en Alberta ont choisi de s’assujettir volontairement au programme TIER en tant qu’installation regroupée. Chaque installation ayant choisi de s’assujettir au programme TIER devra se conformer aux exigences du programme, mais sera exonérée du paiement de la redevance fédérale sur les combustibles en vertu de la LTPCG.
Réglementation sur la réduction des émissions de méthane
Le gouvernement de l’Alberta s’est engagé à diminuer de 45 % d’ici 2025 les émissions de méthane produites par les activités pétrolières et gazières par rapport aux niveaux de 2014. L’Alberta Energy Regulator dirigera la mise en application des nouvelles normes sur le pétrole et le gaz, en collaboration avec Alberta Energy et l’Alberta Climate Change Office. Le programme de réduction des émissions de méthane du gouvernement de l’Alberta a été publié le 13 décembre 2018 et a pris effet le 1[er] janvier 2020. La Directive 060 de l’AER énonce les obligations applicables au torchage, à l’incinération et à l’aération de l’ensemble des puits et des installations pétrolières en amont, ainsi que les exigences opérationnelles spécifiques applicables aux émissions fugitives et à la ventilation, qui constituent les sources principales des émissions de méthane de l’industrie du pétrole et du gaz. Ces exigences opérationnelles pourraient entraîner une importante mise à niveau de l’équipement, le remplacement de l’équipement, une planification avancée et des investissements pour assurer la conformité. De plus, les entreprises doivent également mettre en place un programme de gestion des émissions fugitives conçu pour réduire les émissions fugitives progressivement afin d’atteindre l’objectif de réduction de 45 % par rapport aux niveaux de 2014. Les entreprises devront également effectuer des relevés de détection des fuites dans leurs installations à une fréquence prescrite (tous les ans ou tous les trois ans) en fonction du type d’équipement ou d’installation. La Directive 017 de l’AER énonce également les obligations de mesures associées aux obligations imposées par la Directive 060 de l’AER.
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Colombie-Britannique (« C.-B. »)
Loi intitulée Greenhouse Gas Industrial Reporting and Control Act
Le 1[er] janvier 2016, la Greenhouse Gas Industrial Reporting and Control Act est entrée en vigueur afin, notamment, de plafonner les émissions des installations de GNL en C.-B. Cette loi remplace la Greenhouse Gas Reduction (Cap and Trade) Act .
Les installations de Blair Creek, du complexe Townsend, de North Pine et du RIPET et d’autres installations situées en C.-B. sont assujetties à des obligations de déclaration et, au 31 décembre 2020, se conforment au Greenhouse Gas Emission Reporting Regulation .
Réduction des émissions de méthane
Le règlement modifié de la Oil and Gas Commission intitulé Drilling and Production Regulation de la Colombie-Britannique a pris effet le 1[er] janvier 2020. Les modifications imposent un programme de détection et de réparation des fuites. Les détenteurs de permis de la Colombie-Britannique devront vérifier l’existence de fuites dans leurs installations à une fréquence prescrite (tous les ans ou tous les trois ans) selon le type d’équipement ou d’installation.
Les fuites détectées doivent être réparées dans les 30 jours ou, si la réparation nécessite la fermeture de l’installation, à la prochaine maintenance. Chaque relevé effectué dans une installation doit être consigné et préciser la date du relevé et la méthode utilisée, le débit de toute fuite détectée et le mode de réparation de la fuite.
Outre les exigences ci-dessus, les modifications imposent diverses limites ou restrictions à la libération du gaz naturel sur les types d’équipements suivants : réservoirs, compresseurs, équipement de conservation du gaz, dispositifs pneumatiques, pompes pneumatiques, démarreurs de compresseurs et déshydrateurs au glycol. Ces limites à la libération du gaz naturel peuvent nécessiter la mise à niveau ou le remplacement des équipements.
Loi intitulée Carbon Tax Act
La taxe sur le carbone de la C.-B. est actuellement fixée à 40 $ par tonne d’équivalent-CO2 émis. La taxe sur le carbone de la C.-B. devait passer à 45 $ par tonne d’équivalent-CO2 émis, mais en réponse à la COVID-19, la taxe sur le carbone de la C.-B. demeurera à son niveau actuel de 40 $ par tonne d’équivalent-CO2 émis jusqu’à nouvel ordre. En septembre 2017, le gouvernement de la C.-B. a annoncé dans sa mise à jour budgétaire qu’à compter du 1[er] avril 2018, la taxe sur le carbone augmentera tous les ans de 5 $ par tonne d’équivalent-CO2 émis, pour atteindre 50 $ la tonne en 2021.
| Date d’effet | Taxe sur le carbone de la C.-B. ($/tonne d’équivalent-CO2) |
|---|---|
| Avant 2018 | 30 $ |
| 1eravril 2018 | 35 $ |
| 1eravril 2019 | 40 $ |
| 1eravril 2020 | 40 $ (inchangée en raison de la COVID-19) |
Les installations d’AltaGas en exploitation en C.-B. sont assujetties à la Carbon Tax Act de la C.-B. et se conforment aux exigences qui y sont prévues.
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CleanBC
- Le 5 décembre 2018, le gouvernement de la Colombie Britannique a annoncé la révision de son programme d’énergie - propre, « CleanBC », dont le but est de veiller à ce que la Colombie Britannique atteigne sa cible de réduction des émissions de GES de 75 % d’ici 2030. Le programme CleanBC comporte un certain nombre de stratégies qui visent les secteurs des industries, du transport, de la construction et des déchets de l’économie britanno - colombienne. Les principales stratégies prévoient notamment : (i) l’accroissement de la production d’électricité à partir de sources d’énergie propres et renouvelables; (ii) l’obligation de produire 15 % du gaz naturel consommé à partir d’une source renouvelable d’ici 2030; (iii) la réduction de 20 % par les fournisseurs de carburants de l’intensité du carbone du diesel et de l’essence d’ici 2030; (iv) un investissement dans l’électrification de la production de pétrole brut et de gaz naturel; (v) la réduction de 45 % des rejets de méthane occasionnés par la production de gaz naturel; et (vi) l’offre d’incitatifs pour l’adoption de véhicules à émission zéro. Le budget provincial 2020 allouait un financement supplémentaire de 419 millions de dollars au CleanBC, ce qui porte le total à environ 1,3 milliard de dollars. Les fonds continueront à être utilisés pour offrir des rabais à l’achat d’un véhicule électrique, des incitatifs pour l’amélioration du rendement énergétique des maisons et des entreprises et un crédit d’impôt action climat bonifié.
État de Washington
Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre du Department of Ecology
Le Department of Ecology a établi des obligations de déclaration des gaz à effet de serre applicables à toute installation qui dépasse le seuil de 10 000 tonnes métriques d’équivalent-CO2 ou plus par année civile au titre des émissions totales de GES des catégories de sources visées. Si le seuil de déclaration est dépassé, un rapport annuel sur les GES doit être déposé auprès du Department of Ecology chaque année.
L’installation d’exportation de GPL de Ferndale est assujettie à cette obligation de déclaration et, au 31 décembre 2020, elle respectait les obligations de déclaration.
Réglementation fédérale américaine sur l’air et les GES
Le GHGRP des É.-U. oblige les grands responsables des émissions de GES, les fournisseurs de carburant et de gaz industriels et les sites d’injection de CO2 aux États-Unis à déclarer certaines données sur les GES et d’autres renseignements pertinents. Au total, 41 catégories de déclarants sont visées par le GHGRP des É.-U. Les installations décident si elles sont tenues de faire des déclarations selon le type d’activités industrielles qu'elles exercent, leurs niveaux d’émission ou d’autres facteurs. Il est généralement demandé aux installations de présenter des rapports annuels en application de la partie 98 dans les cas suivants :
-
les émissions de GES provenant des sources visées sont supérieures à 25 000 tonnes métriques d’équivalent-CO2 par an;
-
l’approvisionnement en certains produits entraînerait 25 000 tonnes métriques d’équivalent-CO2 d’émissions de gaz à effet de serre si ces produits étaient dégagés, brûlés ou oxydés;
-
l’installation reçoit au moins 25 000 tonnes métriques de CO2 destinées à l’injection souterraine.
Toutes les installations en exploitation d’AltaGas situées aux États-Unis exercent leurs activités conformément au GHGRP des É.-U.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 56
SECTEUR SIÈGE SOCIAL/AUTRES
Le secteur Siège social/autres comprend des actifs d’électricité et les activités du siège social d’AltaGas, y compris les placements généraux de l’entreprise et d’autres éléments de produits et charges, comme les frais généraux et les frais d’intérêts de l’entreprise, qui ne sont pas directement attribuables aux secteurs d’activités d’exploitation d’AltaGas. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les produits d’exploitation du secteur Siège social/autres étaient de 135 millions de dollars, compte non tenu des éliminations intersectorielles et des activités de gestion du risque et de négociation (201 millions de dollars en 2019).
Actifs d’électricité
Les actifs d’électricité d’AltaGas produisent et vendent de la capacité, de l’électricité, des services auxiliaires et des produits connexes en Californie et au Colorado. Depuis la vente de Pomona et de Ripon au troisième trimestre de 2020, AltaGas dispose d’une puissance installée de 582 MW générée par des centrales alimentées au gaz et des installations de production décentralisée, comme il est indiqué plus précisément dans le tableau ci-après.
| Participation | Capacité |
Expiration du | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Installation | (%) | (MW) | Type | Région | contrat |
| Blythe | 100 | 507 | Gaz | Californie, É.-U. | 2023 |
| Brush II | 100 | 70 | Gaz | Colorado, É.-U. | 2022 |
| Production décentralisée | 100 | 5 | Divers | Diverses régions aux États-Unis | Diverses |
| TOTAL | 582 |
Production alimentée au gaz
Dans le sud de la Californie, le centre énergétique Blythe utilise le gaz pour produire 507 MW d’électricité. L’électricité approvisionne le réseau de transport exploité par le California Independent System Operator (« CAISO ») pendant les périodes de pointe, principalement la région de Los Angeles. Étant donné la structure de l’EAE à long terme avec SCE, la majorité des produits d’exploitation de la centrale sont tirés de sa disponibilité aux fins de production et non de sa production réelle, de sorte que les flux de trésorerie qui en sont tirés sont stables. L’approvisionnement en gaz de la centrale est principalement assuré par un raccord direct au gazoduc d’une société d’El Paso. Un raccordement à une société gazière du sud de la Californie sert de deuxième source d’approvisionnement. L’installation est reliée à SCE et au CAISO par une ligne de transport de 67 milles appartenant aussi à Blythe et fait partie du centre énergétique Blythe. En 2019, AltaGas a annoncé le renouvellement du contrat de la centrale de Blythe avec SCE. En vertu de l’entente tarifaire, SCE détient les droits exclusifs sur la totalité de la capacité, de l’énergie, des services auxiliaires et des avantages liés au caractère adéquat des ressources. L’entente a pris effet le 1[er] août 2020 et prendra fin le 31 décembre 2023.
Concurrence
Le centre énergétique Blythe est l’objet d’un contrat aux termes d’une EAE jusqu’au 31 décembre 2023. En vertu d’une ou de plusieurs ententes tarifaires, SCE détient les droits exclusifs sur la totalité de la capacité, de l’énergie, des services auxiliaires et des avantages liés au caractère adéquat des ressources pour la durée de l’EAE.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 57
Incidences des facteurs environnementaux sur le secteur Siège social/autres
Les actifs d’électricité d’AltaGas compris dans le secteur Siège social/autres sont assujettis aux règlements sur l’environnement suivants :
Réglementation fédérale américaine sur l’air et les GES
La loi intitulée Clean Air Act
La Clean Air Act donne à l’Agence américaine de protection de l’environnement (l’« USEPA ») le pouvoir de fixer des normes fédérales sur la qualité de l’air ambiant applicables aux émissions de certains polluants atmosphériques partout aux États-Unis. La Clean Air Act pourrait augmenter le fardeau réglementaire des centrales alimentées au gaz naturel d’AltaGas qui émettent des composés organiques volatils et des oxydes d’azote, du fait qu’elle risque d’imposer de nouvelles obligations de contrôle, d’exiger l’obtention de crédits compensatoires d’émissions ou d’allonger la procédure de délivrance de permis.
Chaque État doit veiller à ce que ses normes sur la qualité de l’air ambiant respectent au moins les normes fédérales fixées par l’USEPA. En général, les États peuvent choisir d’imposer des obligations plus rigoureuses que celles de l’USEPA.
En outre, la Clean Air Act oblige certaines installations à obtenir des permis de construction et d’exploitation relativement à leurs émissions atmosphériques.
Au 31 décembre 2020, toutes les centrales électriques alimentées au gaz naturel d’AltaGas en activité en Californie respectaient à tous égards importants les obligations prévues par leur permis d’émission, délivré conformément aux normes fédérales et étatiques en matière d’émissions.
Règlements sur les GES de la Californie
Programme de plafonnement et d’échange de droits d’émission
L’Air Resources Board de la Californie (l’« ARB ») a à l’origine conçu la réglementation californienne de plafonnement et d’échange de droits d’émission pour respecter les exigences du projet de loi AB 32 (« AB 32 ») de l’assemblée législative. Le programme californien de plafonnement et d’échange de droits d’émission est un système obligatoire fondé sur le marché qui vise à réduire au fil du temps les émissions de GES provenant de multiples sources en fixant un plafond dégressif sur les émissions de GES. Lancé en 2013, le programme a été prolongé jusqu’en 2030. Le plafond des émissions baisse d’environ 3 % par an en vue d’atteindre l’objectif de réduire d’au moins 40 %, d’ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre par rapport au niveau de 1990. Les grands émetteurs de GES doivent présenter à l’ARB des instruments de conformité proportionnels à leurs émissions annuelles. Les instruments de conformité se composent de droits d’émission achetés aux enchères ou dans des ventes de gré à gré, de droits d’émission distribués à certains participants de l’industrie et de quantités limitées de crédits compensatoires.
Au 31 décembre 2020, la centrale de Blythe en Californie respectait à tous égards importants les obligations prévues par la réglementation de plafonnement et d’échange. Les coûts suscités par l’AB 32 et le programme californien de plafonnement et d’échange ont été répercutés sur les services publics conformément à l’EAE applicable.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 58
Réglementation des eaux souterraines de la Californie
En Californie, l’approvisionnement en eau peut être fluctuant, en particulier à mesure que s’avance la mise en application progressive de la Sustainable Groundwater Management Act (« SGMA »). La SGMA exigera l’adoption de nouvelles exigences obligatoires dans le but de gérer les eaux souterraines de manière à en assurer la pérennité à long terme. La SGMA délègue la responsabilité principale de réglementer les eaux souterraines à des organismes locaux appelés Groundwater Sustainability Agencies (« GSA »). Les GSA doivent élaborer des plans qui autorisent le prélèvement maximal d’eaux souterraines qui n’entraîne pas la diminution du niveau des eaux souterraines, la réduction des réserves d’eau, l’intrusion d’eau de mer, la dégradation de la qualité de l’eau, l’affaissement des terres ou l’épuisement de l’eau de surface interconnectée. Bien que la SGMA s’occupe des réserves d’eau souterraine, il est entendu qu’une diminution des eaux souterraines pourrait augmenter la demande d’eau de surface, qu’elle provienne de sources d’approvisionnement locales ou d’importation. Les répercussions de la SGMA sur l’approvisionnement en eau de la centrale de Blythe demeurent incertaines.
STRUCTURE DU CAPITAL
Description du capital-actions
Le capital-actions autorisé d’AltaGas est constitué d’un nombre illimité d’actions ordinaires et du nombre d’actions privilégiées pouvant être émises en séries dont le total des droits de vote directs, ou à la suite d’une conversion ou d’un échange, représente moins de 50 % des droits de vote rattachés aux actions ordinaires alors émises et en circulation. Au 31 décembre 2020, 279 494 299 actions ordinaires, 6 746 679 actions de série A, 1 253 321 actions de série B, 8 000 000 d’actions de série C, 8 000 000 d’actions de série E, 6 885 823 actions de série G, 1 114 177 actions de série H et 12 000 000 d’actions de série K étaient en circulation.
Le 31 décembre 2020, AltaGas a racheté la totalité de ses 8 000 000 d’actions de série I émises et en circulation moyennant un prix de rachat de 25,00 $ l’action de série I, conformément aux conditions des actions privilégiées à taux minimum rajusté tous les cinq ans et à dividende cumulatif rachetables, série I.
Le texte suivant résume les droits, privilèges, restrictions et conditions rattachés aux actions ordinaires et aux actions privilégiées. Il est présenté sous réserve du texte intégral des statuts et des règlements administratifs d’AltaGas et y est assujetti.
Actions ordinaires
Les porteurs d’actions ordinaires peuvent exprimer une voix par action aux assemblées des actionnaires d’AltaGas, recevoir des dividendes lorsque le conseil d’administration en déclare et recevoir le reliquat des biens et des actifs d’AltaGas au moment de sa dissolution ou de sa liquidation, sous réserve des droits rattachés aux actions occupant un rang supérieur aux actions ordinaires.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 59
Actions privilégiées[(1) ]
| Rendement | Dividende annuel | Prix de rachat | Date d’option de rachat | Droit de | |
|---|---|---|---|---|---|
| actuel | par action(2) | par action | et de conversion(3)(4) | conversion en(4) | |
| Actions de série A(5) | 3,06 % | 0,765 $ | 25 $ | 30 septembre 2025 | Série B |
| Actions de série B(6)(7) | Variable | Variable | 25 $ | 30 septembre 2025 | Série A |
| Actions de série C(8) | 5,29 % | 1,3225 $ US | 25 $ US | 30 septembre 2022 | Série D |
| Actions de série E(5) | 5,393 % | 1,34825 $ | 25 $ | 31 décembre 2023 | Série F |
| Actions de série G(5) | 4,24 % | 1,0605 $ | 25 $ | 30 septembre 2024 | Série H |
| Actions de série H(6)(7) | Variable | Variable | 25 $ | 30 septembre 2024 | Série G |
| Actions de série K(9) | 5,00 % | 1,25 $ | 25 $ | 31 mars 2022 | Série L |
-
(1) Le tableau ne présente que les séries d’actions privilégiées qui sont actuellement émises et en circulation. La Société est autorisée à émettre jusqu’à 8 000 000 d’actions de chacune des séries suivantes, soit des actions de série D et des actions de série F, et jusqu’à 12 000 000 d’actions de série L, sous réserve de certaines conditions, à la conversion par les porteurs des séries d’actions privilégiées actuellement émises et en circulation pertinentes indiquées vis-à-vis les séries en question dans le tableau, à la date d’option de conversion applicable. Si elles sont émises à la conversion des séries pertinentes d’actions privilégiées, les actions de série F et les actions de série L peuvent également être rachetées contre 25,50 $ et les actions de série D peuvent être rachetées contre 25,50 $ US à une date ultérieure à la date d’option de conversion applicable, majorés des dividendes cumulés, mais impayés jusqu’à la date prévue du rachat, exclusivement.
-
(2) Les porteurs d’actions de série A, d’actions de série C, d’actions de série E, d’actions de série G, d’actions de série H et d’actions de série K sont habiles à recevoir le dividende fixe trimestriel cumulatif éventuellement déclaré par le conseil d’administration. Les porteurs d’actions de série B et d’actions de série H sont habiles à recevoir le dividende à taux variable trimestriel éventuellement déclaré par le conseil d’administration. Si elles sont émises à la conversion des séries pertinentes d’actions privilégiées, les porteurs d’actions de série D, d’actions de série F et d’actions de série L sont habiles à recevoir le dividende à taux variable trimestriel éventuellement déclaré par le conseil d’administration.
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(3) AltaGas peut, à son gré, racheter la totalité ou une partie des actions en circulation au prix de rachat par action, majoré des dividendes courus et impayés à la date d’option de rachat applicable et tous les cinq ans par la suite.
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(4) Le porteur peut, sous réserve de certaines conditions, convertir ses actions privilégiées d’une série donnée en actions privilégiées de l’autre série indiquée dans cette colonne à la date d’option de conversion applicable et tous les cinq ans par la suite.
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(5) Les porteurs d’actions de série A, d’actions de série E et d’actions de série G sont habiles à recevoir des dividendes fixes trimestriels cumulatifs, qui seront rajustés à la date d’option de rachat et de conversion et tous les cinq ans par la suite, à un taux égal au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur, majoré de 2,66 % (actions de série A), de 3,17 % (actions de série E) et de 3,06 % (actions de série G).
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(6) Les porteurs d’actions de série B et d’actions de série H sont habiles à recevoir des dividendes à taux variable trimestriels cumulatifs, qui seront rajustés tous les trimestres par la suite, au taux de rendement des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours alors en vigueur, majoré de 2,66 % (actions de série B) et de 3,06 % (actions de série H). Chaque dividende trimestriel correspond à un montant annualisé qui est multiplié par le nombre de jours du trimestre et divisé par le nombre de jours de l’exercice. À compter du 31 décembre 2020, le taux du dividende trimestriel variable est de 0,17069 $ par action de série B et de 0,195349 $ par action de série H pour la période allant du 31 décembre 2020 au 31 mars 2021, exclusivement.
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(7) Les actions de série B peuvent être rachetées au prix de 25,50 $ chacune après le 30 septembre 2015, mais à l’exclusion des dates de conversion des actions de série B, majoré des dividendes courus et impayés jusqu’à la date fixée pour le rachat, exclusivement. Les actions de série H peuvent être rachetées au prix de 25,50 $ chacune après le 30 septembre 2019, mais à l’exclusion des dates de conversion des actions de série H, majoré des dividendes courus et impayés jusqu’à la date fixée pour le rachat, exclusivement.
-
(8) Les porteurs d’actions de série C sont habiles à recevoir des dividendes fixes trimestriels cumulatifs, qui seront rajustés à la date d’option de rachat et de conversion applicable et tous les cinq ans par la suite, à un taux égal au taux de rendement des obligations du gouvernement des États-Unis sur cinq ans, majoré de 3,58 %.
-
(9) Les porteurs d’actions de série K sont habiles à recevoir des dividendes fixes trimestriels cumulatifs, qui seront rajustés à la date d’option de rachat et de conversion et tous les cinq ans par la suite, au taux égal au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur, majoré de 3,80 %; toutefois, ce taux ne doit jamais être inférieur à 5,00 % par an.
AltaGas peut se servir des actions privilégiées pour toute fin légitime, y compris pour un financement privé ou public ou une émission dans le but d’obtenir des capitaux supplémentaires qu’elle pourra affecter à ses activités et à son exploitation ou à l’acquisition d’autres entreprises et biens. AltaGas n’a pas l’intention de se servir des actions privilégiées pour se défendre contre des offres publiques d’achat.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 60
Le conseil d’administration peut diviser les actions privilégiées qui ne sont pas encore émises en séries et fixer le nombre d’actions de chaque série ainsi que leur désignation, leurs droits, privilèges, restrictions et conditions. Les actions privilégiées de chaque série occupent un rang égal aux actions privilégiées des autres séries à l’égard des dividendes accumulés et des remboursements de capital, et leurs porteurs occupent un rang supérieur aux porteurs d’actions ordinaires et d’autres actions d’AltaGas occupant un rang inférieur aux actions privilégiées à l’égard du versement de dividendes et de la distribution d’actifs en cas de liquidation ou de dissolution volontaire ou involontaire d’AltaGas.
Les droits, privilèges, restrictions et conditions se rattachant aux actions privilégiées en tant que catégorie ne peuvent être révoqués, modifiés ou augmentés que sur approbation des porteurs des actions privilégiées, accordée de la manière prévue par la loi, sous réserve d’une obligation minimale que cette approbation soit donnée au moyen d’une résolution écrite signée par tous les porteurs d’actions privilégiées ayant le droit de voter à l’égard de cette résolution ou adoptée par le vote affirmatif d’au moins 66 ⅔ % des voix exprimées à une assemblée des porteurs d’actions privilégiées dûment convoquée à cette fin.
Pour une description plus complète des droits, privilèges, restrictions et conditions se rattachant aux actions actuellement émises et en circulation des séries suivantes : (i) série A et série B, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 11 août 2010; (ii) série C et série D, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 30 mai 2012; (iii) série E et série F, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 6 décembre 2013; (iv) série G et série H, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 25 juin 2014; (v) série I et série J, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 16 novembre 2015; (vi) série K et série L, il y a lieu de se reporter au supplément de prospectus d’AltaGas daté du 15 février 2017. Les statuts de la Société et les suppléments de prospectus décrits aux présentes ont été déposés sur SEDAR et peuvent y être consultés au www.sedar.com.
Billets à moyen terme
AltaGas a émis des billets non garantis de premier rang sous forme de BMT. La note 16 de ses états financiers consolidés audités au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date qui sont déposés dans SEDAR (www.sedar.com) donne de plus amples renseignements sur les BMT émis et en circulation. Les BMT ne sont pas inscrits à la cote d’une bourse.
Billets de WGL et de Washignton Gas
WGL et Washington Gas émettent des billets à long terme, assortis des taux d’intérêt, échéances et d’options d’achat ou de vente qui leur sont propres. Ces billets peuvent avoir une échéance d’un an ou plus après leur émission. Pour obtenir la liste complète des billets actuellement en circulation, voir la note 16 des états financiers consolidés audités d’AltaGas au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 61
GÉNÉRALITÉS
Employés
Au 31 décembre 2020, AltaGas comptait 2 984 employés.
| 31 décembre 2020 | |
|---|---|
| Services publics | 2 236 |
| Intermédiaire | 552 |
| Siège social/autres | 196 |
| Total | 2 984 |
Administrateurs et dirigeants
En date du 19 février 2021, les administrateurs et les dirigeants d’AltaGas Ltd., en tant que groupe, avaient la propriété véritable, directe ou indirecte, ou le contrôle de 1 923 274 actions ordinaires en circulation, soit environ 0,69 % des 279 533 433 actions ordinaires émises et en circulation.
Administrateurs
Le nombre d’administrateurs d’AltaGas est déterminé par résolution du conseil d’administration. À l’heure actuelle, les administrateurs sont au nombre de douze (dont dix administrateurs indépendants).
Un administrateur demeure en fonction jusqu’à l’assemblée annuelle des actionnaires d’AltaGas qui suit son élection ou sa nomination, à moins que son mandat ne prenne fin antérieurement par son décès, sa démission, sa destitution, son incapacité ou pour toute autre raison prévue par les documents constitutifs d’AltaGas. Les actionnaires sont habiles à élire le conseil d’administration chaque année.
Les noms des administrateurs d’AltaGas en date du 19 février 2021, leur lieu de résidence et leurs principales fonctions au cours des cinq dernières années figurent dans le tableau ci-après :
| Nom de l’administrateur, | ||
|---|---|---|
| lieu de résidence et | ||
| poste | Principales fonctions au cours des cinq dernières années | Administrateur depuis |
| Victoria A. Calvert(1) | MmeCalvert est administratrice de sociétés et professeure | Le 1ernovembre 2015 |
| Calgary (Alberta) Canada Administratrice |
émérite de commerce à l’Université Mount Royal à Calgary, où elle a enseigné de 1988 à 2018. Elle a également été administratrice de la Canadian Alliance of Community Service |
|
| Learning de 2009 à 2017. Auparavant, elle a occupé des | ||
| postes de direction auprès de Hudson’s Bay Oil and Gas et de | ||
| La Banque de Nouvelle-Écosse. | ||
| David W. Cornhill(1)(2) | M. Cornhill est actionnaire fondateur d’AltaGas et de ses | Administrateur d’AltaGas |
| Calgary (Alberta) Canada Administrateur |
prédécesseurs. M. Cornhill a été chef de la direction de 1994 à 2016 et il a été cochef de la direction par intérim de juillet à décembre 2018. Il a été président du conseil de 1994 |
(et de ses prédécesseurs) depuis le 1eravril 1994 |
| à avril 2019. Avant de fonder AltaGas, M. Cornhill a occupé | ||
| divers postes auprès de Alberta and Southern Gas Co. Ltd., | ||
| notamment le poste de vice-président, Finances et | ||
| administration, de trésorier, et de président et chef de la | ||
| direction. | ||
| Randall L. Crawford(3) | M. Crawford est chef de la direction depuis décembre 2018. | Le 10 décembre 2018 |
| Naples (Floride) États-Unis |
Voir la rubrique « Hauts dirigeants » pour obtenir plus de renseignements. |
|
| Administrateur |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 62
| Nom de l’administrateur, | ||
|---|---|---|
| lieu de résidence et | ||
| poste | Principales fonctions au cours des cinq dernières années | Administrateur depuis |
| Jon-Al Duplantier(1)(4) | M. Duplantier est entré au service de Parker Drilling Company | Le 2 février 2021 |
| Houston (Texas) | en 2009 et y a occupé de nombreux postes de direction, dont | |
| États-Unis | celui en dernier lieu de président, Outils de location et | |
| Administrateur | entretien des puits d’avril 2018 jusqu’à son départ à la retraite | |
| en juillet 2020. Auparavant, il a été premier vice-président, | ||
| chef de l’administration et chef du contentieux d’avril 2014 | ||
| à mars 2018. | ||
| Allan L. Edgewort(1) | M. Edgeworth est ingénieur et administrateur de sociétés. Il a | Administrateur d’AltaGas |
| North Vancouver (C.-B.) Canada Administrateur |
été président d’ALE Energy Inc., société d’experts-conseils fermée, de janvier 2005 à décembre 2015. Auparavant, M. Edgeworth a été au service d’Alliance Pipeline Ltd., initialement à titre de vice-président directeur et chef de |
(et de ses prédécesseurs) depuis le 2 mars 2005 |
| l’exploitation, puis à titre de président et chef de l’exploitation. | ||
| Robert B. Hodgins(1)(5) | M. Hodgins est CA, CPA et homme d’affaires indépendant | Administrateur d’AltaGas |
| Calgary (Alberta) Canada Administrateur |
depuis novembre 2004. M. Hodgins est conseiller principal, Services bancaires d’investissement pour Corporation Canaccord Genuity depuis septembre 2018. Il a également |
(et de ses prédécesseurs) depuis le 2 mars 2005 |
| occupé le poste de chef des finances de Pengrowth Energy | ||
| Trust, de vice-président et trésorier de Canadien Pacifique | ||
| Limitée et de chef des finances de TransCanada PipeLines | ||
| Limited. | ||
| Cynthia Johnston(1) | MmeJohnston est administratrice de sociétés. Elle a été | Le 25 juillet 2018 |
| Victoria (C.-B.) Canada Administratrice |
vice-présidente à la direction, Gaz, énergies renouvelables et services d’exploitation chez TransAlta Corporation de 2015 à 2017. De 2011 à 2015, elle a occupé divers postes, dont |
|
| celui de vice-présidente directrice, Risque d’entreprise et | ||
| services généraux et vice-présidente directrice, Services | ||
| généraux. Auparavant, MmeJohnston a occupé divers postes | ||
| de direction auprès de TransAlta et de FortisAlberta. | ||
| Pentti O. Karkkainen(1) | M. Karkkainen est le président du conseil. Il a cofondé KERN | Le 25 juillet 2018 |
| West Vancouver (C.-B.) Canada Président du conseil |
Partners dont il a été le commandité de 2000 à 2014 et le conseiller stratégique principal de 2014 à 2015. Auparavant, M. Karkkainen a été directeur principal et chef de la recherche sur les valeurs pétrolières et gazières pour RBC Marchés des |
|
| capitaux. | ||
| Phillip R. Knoll(1)(2) | M. Knoll est ingénieur et est président de Knoll Energy Inc. | Le 1ernovembre 2015 |
| Kelowna (C.-B.) Canada Administrateur |
depuis 2006. M. Knoll a été cochef de la direction par intérim d’AltaGas de juillet à décembre 2018. D’octobre 2010 à septembre 2014, il a été chef de la direction de Corridor |
|
| Resources Inc. Auparavant, M. Knoll a occupé divers postes | ||
| de direction dans différentes sociétés, notamment Duke | ||
| Energy Gas Transmission, Maritimes & Northeast Pipeline, | ||
| Westcoast Energy Inc., TransCanada Pipelines Limited et | ||
| Alberta Natural Gas Company Ltd. | ||
| Terry D. McCallister(3) | M. McCallister est homme d’affaires indépendant. Il a été | Le 25 juillet 2018 |
| Santa Fe (Nouveau- Mexique) États-Unis Administrateur |
président du conseil et chef de la direction de WGL et de Washington Gas d’octobre 2009 à juillet 2018. Auparavant, il a été président et chef de l’exploitation de WGL et de Washington Gas, après être entré au service de Washington |
|
| Gas en 2000 à titre de vice-président des activités. Il a | ||
| également occupé plusieurs postes de direction auprès de | ||
| Southern Natural Gas et de Atlantic Richfield Company. |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 63
| Nom de l’administrateur, | ||
|---|---|---|
| lieu de résidence et | ||
| poste | Principales fonctions au cours des cinq dernières années | Administrateur depuis |
| Linda G. Sullivan(1) | MmeSullivan est administratrice de sociétés. Elle a été vice- | Le 9 janvier 2020 |
| Moneta (Virginie) États-Unis Administratrice |
présidente directrice et chef des finances d’American Water Works Company, Inc. de 2016 à 2019, après en avoir été première vice-présidente et chef des finances depuis 2014. Avant d’entrer au service d’American Water Works, elle a |
|
| occupé divers postes au sein des entreprises d’Edison | ||
| International, y compris celui de première vice-présidente et | ||
| chef des finances de Southern California Edison Company. | ||
| Nancy G. Tower(1) | MmeTower est actuellement chef de la direction de Tampa | Le 9 janvier 2020 |
| Tampa (Floride) États-Unis Administratrice |
Electric Company, entreprise de services publics d’électricité réglementés et filiale d’Emera Incorporated à Tampa, en Floride, et assure la transition de son poste puisqu’elle prendra sa retraite à la mi-2021. Elle a été présidente et chef |
|
| de la direction de Tampa Electric Company | ||
| de décembre 2017 à février 2021. Auparavant, elle a été chef | ||
| du développement des affaires d’Emera de 2014 à 2017. | ||
| MmeTower est entrée au service d’Emera en 1997 où elle a | ||
| occupé plusieurs postes de haute direction dans l’entreprise | ||
| et ses filiales, notamment contrôleuse et vice-présidente, | ||
| Opérations clients chez Nova Scotia Power Inc., chef des | ||
| finances d’Emera et chef de la direction d’Emera | ||
| Newfoundland and Labrador. |
-
(1) Administrateur indépendant.
-
(2) M. Cornhill n’est plus réputé avoir une relation importante avec la Société puisque cela fait trois ans qu’il a quitté ses fonctions de haut dirigeant. Il est considéré comme indépendant au sens du Règlement 52-110. M. Cornhill et M. Knoll ont été cochefs de la direction par intérim du 24 juillet 2018 au 9 décembre 2018, soit jusqu’au moment de la nomination de M. Crawford au poste de chef de la direction. Ce rôle intérimaire n’a eu aucune incidence sur leur indépendance.
-
(3) M. Crawford, en tant que chef de la direction actuel de la Société, n’est pas considéré comme un administrateur indépendant. M. McCallister, à titre d’ancien chef de la direction d’une filiale importante de la Société jusqu’au 6 juillet 2018, est réputé être un administrateur non indépendant pendant trois ans après cette date.
-
(4) M. Duplantier a été administrateur de Parker Drilling Company (Parker) de 2009 à juillet 2020. Parker et certaines de ses filiales américaines (collectivement, les « débiteurs ») ont volontairement déposé des procédures en vertu du chapitre 11 ainsi qu’un plan de réorganisation conjoint préétabli en vertu du chapitre 11 du Bankruptcy Code des États-Unis devant le tribunal de faillite des États-Unis pour le district sud du Texas, division de Houston. Le plan a ultérieurement été modifié et a été confirmé par le tribunal de la faillite le 7 mars 2019. Le plan a pris effet le 26 mars 2019 et les débiteurs ont été libérés des procédures instituées en vertu du chapitre 11.
-
(5) M. Hodgins a été administrateur de Skope Energy Inc. (« Skope ») du 15 décembre 2010 au 19 février 2013. Le 27 novembre 2012, Skope a reçu la protection de la Cour du banc de la Reine de l’Alberta en vertu de la LACC pour mettre en œuvre une restructuration approuvée par la majorité nécessaire des créanciers de Skope. La restructuration a été homologuée par la Cour du banc de la Reine de l’Alberta en février 2013.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 64
AltaGas a quatre comités permanents du conseil d’administration : (1) le comité d’audit, (2) le comité de gouvernance, (3) le comité des ressources humaines et de la rémunération (le « comité RHR ») et (4) le comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité (« ESS »). Les membres de chacun de ces comités, en date du 19 février 2021, sont indiqués ci-après :
| Comité de | ||||
|---|---|---|---|---|
| Administrateur | Comité d’audit | gouvernance | Comité RHR | Comité ESS |
| Victoria A. Calvert | | | ||
| David W. Cornhill | ||||
| Jon-Al Duplantier | | |||
| Allan L. Edgeworth | | Président | ||
| Cynthia Johnston | | Présidente | ||
| Pentti O. Karkkainen | ||||
| Robert B. Hodgins | Président | | ||
| PhillipR. Knoll | Président | | ||
| TerryD. McCallister | | |||
| Linda G. Sullivan | | | ||
| NancyG. Tower | | |
Hauts dirigeants
Les nom, lieu de résidence et poste de chacun des hauts dirigeants actuels d’AltaGas sont indiqués ci-après :
| Nom du membre de la direction, lieu de | |
|---|---|
| résidence et poste au sein d’AltaGas Ltd. | Principales fonctions au cours des cinq dernières années |
| Randall L. Crawford | Président et chef de la direction d’AltaGas depuis décembre 2018. |
| Naples (Floride) États-Unis Président et chef de la direction Administrateur |
Avant de se joindre à AltaGas, M. Crawford a été au service d’EQT Midstream Partners, LP de 2012 à 2017, en dernier à titre de vice- président directeur et de chef de l’exploitation, et au service d’EQT Corporation de 2007 à 2017, à titre de premier vice-président et de |
| président du secteur intermédiaire, commercial et distribution. | |
| D. James Harbilas | Vice-président directeur et chef des finances d’AltaGas |
| Calgary (Alberta) Canada Vice-président directeur et chef des finances |
depuis juin 2019. Avant de joindre AltaGas, M. Harbilas était vice-président directeur et chef des finances d’Enerflex Ltd. depuis 2007. |
| Corine R.K. Bushfield | Vice-présidente directrice, chef de l’administration d’AltaGas depuis |
| Airdrie (Alberta) Canada Vice-présidente directrice, chef de l’administration |
décembre 2016. Première vice-présidente et chef des finances de Long Run Exploration Ltd. de mars 2013 à septembre 2016. Vice-présidente et contrôleuse adjointe d’Encana Corporation de 2010 à mars 2013. |
| Donald M. Jenkins | Vice-président directeur et président, Services publics d’AltaGas |
| Washington (D. C.) États-Unis Vice-président directeur et président, Services publics, président de Washington |
depuis décembre 2019. Président de WGL et de Washington Gas depuis décembre 2019. Auparavant, M. Jenkins était au service d’EQT Corporation depuis 2012, en dernier lieu à titre de chef des affaires commerciales. |
| Gas Light Company | |
| Fredrick K. Dalena | Vice-président directeur, Stratégie commerciale et développement des |
| Coraopolis (Pennsylvanie) Vice-président directeur, Stratégie commerciale et développement des affaires |
affaires d’AltaGas depuis décembre 2018. Directeur du développement du secteur intermédiaire d’EQT Corporation de 2015 à 2017. Vice-président directeur, Stratégie commerciale du secteur intermédiaire de 2014 à 2015. Il a occupé d’autres postes de direction |
| commerciale dans des sociétés de services énergétiques, des sociétés | |
| intermédiaires et des sociétés de distribution d’EQT après avoir joint | |
| EQT en 2003. |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 65
| Nom du membre de la direction, lieu de | |
|---|---|
| résidence et poste au sein d’AltaGas Ltd. | Principales fonctions au cours des cinq dernières années |
| Randy W. Toone | Vice-président directeur et président, Entremise intermédiaire, |
| Calgary (Alberta) Canada Vice-président directeur et président, Secteur intermédiaire |
depuis janvier 2019. Vice-président directeur et président intérimaire de juillet à décembre 2018. Vice-président directeur, Gaz, depuis juin 2017. Vice-président directeur, Développement commercial de décembre 2016 à juin 2017. Chef de l’exploitation de CSV Midstream |
| Solutions de juillet 2014 à novembre 2016. Gestionnaire national de | |
| TAG Oil Ltd. de mai 2013 à juin 2014. Il a occupé d’autres postes | |
| auprès d’AltaGas avant 2014, notamment celui de président, Services | |
| publics, président, Gaz, et de coprésident, Gaz. | |
| Bradley B. Grant | Vice-président directeur et chef des services juridiques d’AltaGas |
| Calgary (Alberta) Canada Vice-président directeur et chef des services juridiques |
depuis juillet 2018. Auparavant, vice-président et chef du contentieux d’AltaGas depuis mai 2015. Associé au cabinet d’avocats Stikeman Elliott S.E.N.C.R.L., s.r.l. de janvier 2004 à mai 2015. |
| Shaheen Amirali | Vice-présidente directrice, chef des affaires externes et chef de la |
| Calgary (Alberta) Canada Vice-présidente directrice, chef des affaires externes et chef de la durabilité et secrétaire générale |
durabilité et secrétaire générale depuis octobre 2020. Auparavant, première vice-présidente et secrétaire générale depuis mai 2019, vice-présidente et secrétaire générale depuis octobre 2017, cochef du contentieux depuis janvier 2017 et première conseillère juridique de 2007 à 2016. |
Comité d’audit
Composition du comité d’audit
Le comité est actuellement composé de cinq membres, soit Allan Edgeworth, Robert Hodgins, Cynthia Johnston, Linda Sullivan et Nancy Tower. M. Hodgins est le président du comité. Tous les membres du comité sont indépendants et possèdent des compétences financières au sens des lois canadiennes en valeurs mobilières.
Formation et expérience pertinentes
M. Edgeworth a été président d’ALE Energy Inc. de janvier 2005 à décembre 2015. M. Edgeworth a été président et chef de la direction d’Alliance Pipeline de 2001 à décembre 2004. Lorsqu’il occupait ces postes, M. Edgeworth était directement chargé de la supervision financière. Il a été membre du comité d’audit de plusieurs sociétés ouvertes.
M. Hodgins a été chef des finances de Pengrowth Energy Trust de 2002 à 2004. Il a été vice-président et trésorier de Canadien Pacifique Limitée de 1998 à 2002 et chef des finances de TransCanada Pipelines Limited de 1993 à 1998. M. Hodgins est titulaire d’un baccalauréat spécialisé en affaires de la Richard Ivey School of Business à l’Université de Western Ontario. Il est CA et CPA en Ontario et en Alberta. Il a été membre du comité d’audit de plusieurs sociétés ouvertes.
M[me ] Johnston a été vice-présidente à la direction, Gaz, énergies renouvelables et services d’exploitation chez TransAlta Corporation de 2015 à 2017. De 2011 à 2015, elle a occupé plusieurs autres postes de direction chez TransAlta, notamment chef de l’exploitation de TransAlta Renewables Inc., présidente de TAMA Transmission et vice-présidente directrice, Risque d’entreprise et services généraux. Auparavant, M[me ] Johnston a occupé divers postes de direction auprès de TransAlta et de FortisAlberta. Lorsqu’elle occupait ces postes, elle était chargée de la supervision financière et supervisait activement les cadres financiers. Elle a siégé au comité des finances, de l’audit et du risque du conseil des gouverneurs du Lethbridge College de 2011 à 2014, en qualité de présidente de 2013 à 2014.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 66
M[me] Sullivan a été vice-présidente directrice et chef des finances d’American Water Works Company, Inc. de 2016 à 2019, après en avoir été première vice-présidente et chef des finances depuis 2014. Avant d’entrer au service d’American Water Works, elle a occupé divers postes au sein des entreprises d’Edison International, en dernier lieu celui de première vice-présidente et chef des finances de Southern California Edison Company de 2009 à 2014. M[me] Sullivan a plus de 25 ans d’expérience dans le financement et la réglementation des sociétés de services publics. Elle a reçu les titres de Certified Public Accountant et de Certified Management Accountant en 1991 et en 1996, respectivement. M[me] Sullivan est titulaire d’un baccalauréat ès sciences en administration des affaires et comptabilité de l’Université Portland State. M[me] Sullivan est présidente du comité d’audit de NorthWestern Energy Corp., une société américaine cotée en bourse.
M[me] Tower est actuellement chef de la direction de Tampa Electric Company, entreprise de services publics d’électricité réglementés et filiale d’Emera Incorporated à Tampa, en Floride, et assure la transition de son poste puisqu’elle prendra sa retraite à la mi-2021. Elle a été présidente et chef de la direction de Tampa Electric Company de décembre 2017 à février 2021. Auparavant, elle a été chef du développement des affaires d’Emera de 2014 à 2017. M[me] Tower est entrée au service d’Emera en 1997 et a occupé plusieurs postes de haute direction dans les services du financement et des opérations d’Emera et de ses filiales, y compris ceux de contrôleuse et vice-présidente, Opérations clients chez Nova Scotia Power Inc., de chef des finances d’Emera et de chef de la direction d’Emera Newfoundland and Labrador. M[me] Tower est titulaire d’un baccalauréat en commerce de l’Université Dalhousie et a reçu le titre de Fellow Chartered Accountant en 1985.
Politiques et procédures d’approbation préalable
Comme il est prévu dans sa charte, le comité doit approuver préalablement tous les services fournis par l’auditeur externe et est directement responsable de la surveillance des travaux de l’auditeur externe.
Honoraires pour les services de l’auditeur externe (ventilés par catégorie)
Les honoraires facturés par Ernst & Young s.r.l. (« E&Y »), auditeur externe d’AltaGas, pour 2020 et 2019 sont les suivants :
| Catégorie d’honoraires pour les services de l’auditeur externe(1)(en millions de dollars) | 2020 | 2019 | |
|---|---|---|---|
| Honoraires d’audit | 4,9 $ | 7,8 $ |
|
| Honoraires pour services liés à l’audit(2) | 1,2 | 0,8 | |
| Honoraires pour services de conformité fiscale(3) | 0,1 | 0,3 | |
| Autres honoraires(4) | 0,7 | 0,4 | |
| Total | 6,9 $ | 9,3 $ |
(1) En raison du moment de la facturation, des honoraires de 1,7 million de dollars relatifs à 2019 ont été payés en 2020.
(2) Total des honoraires facturés par E&Y pour les services de certification et services connexes qui étaient raisonnablement liés à l’exécution de l’audit ou à l’examen des états financiers d’AltaGas et n’étaient pas compris dans les « honoraires d’audit ». En 2020 et 2019, il s’agissait notamment de l’examen de prospectus et de documents à déposer concernant des valeurs mobilières; de recherches sur des questions comptables et d’audit; de l’examen d’états financiers consolidés pro forma; de certaines procédures d’audit à l’égard du RIPET; de l’examen de la modification de la méthode comptable relative aux pensions; de l’évaluation des contrôles internes; d’audits manuels de la répartition des coûts; de services liés à des questions environnementales, sociales et de gouvernance; ainsi que des frais d’adhésion au Conseil canadien sur la reddition de comptes, au Public Company Accounting Oversight Board et au Financial Accounting Standards Board.
(3) En 2020 et 2019, il s’agissait de services liés à des consultations fiscales, à la conformité fiscale et à l’établissement de prix de transferts.
(4) Total des honoraires facturés par E&Y pour les produits et services autres que les services susmentionnés à l’égard des autres catégories d’honoraires de services, ainsi que pour les autres dépenses engagées. En 2020 et 2019, il s’agissait de services de traduction et d’une évaluation de la gestion des risques informatiques et de la cybersécurité d’AltaGas.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 67
FACTEURS DE RISQUE
Le texte qui est une liste non exhaustive de certains facteurs de risque auxquels sont exposées AltaGas et ses entreprises. Il ne s’agit pas d’un résumé complet de tous les risques auxquels sont confrontées AltaGas et ses entreprises. Les porteurs de titres actuels d’AltaGas et les éventuels souscripteurs de ses titres doivent analyser attentivement les facteurs de risque ci-dessous ainsi que les autres renseignements figurant et intégrés par renvoi dans la présente notice annuelle et consulter leurs propres experts au besoin. On peut obtenir des renseignements concernant les activités de gestion du risque d’AltaGas dans la circulaire de sollicitation de procurations de la direction d’AltaGas datée du 1[er] mai 2020 et dans la circulaire de sollicitation de procurations de la direction d’AltaGas qui sera établie en vue de l’assemblée annuelle des actionnaires de 2021.
COVID-19
Alors que la pandémie de COVID-19 se poursuit, les gouvernements des régions touchées où AltaGas exerce ses activités maintiennent les mesures destinées à freiner la propagation, notamment des fermetures et restrictions imposées aux entreprises, des limitations de déplacement et la fermeture de frontières, des quarantaines et des mesures restrictives concernant les rassemblements et autres événements. L’ampleur, les conséquences et la durée de la pandémie restent incertaines. Il n’est donc pas possible actuellement de quantifier avec précision les répercussions de la pandémie sur les activités ou les résultats financiers d’AltaGas.
AltaGas, en collaboration avec ses filiales, a mobilisé son équipe d’intervention face à la pandémie afin de suivre la progression de la COVID-19 et de s’assurer que la Société réagisse rapidement et de manière appropriée. Des plans de continuité et des mesures de préparation ont été mis en place dans chacun des secteurs d’AltaGas, la préoccupation première étant de préserver le bien-être du personnel. Jusqu’à présent, AltaGas a été en mesure de relever les défis liés à la COVID-19 sans trop perturber ses activités et son entreprise.
AltaGas a identifié les éléments suivants comme étant des incidences directes ou indirectes potentielles de la pandémie sur son entreprise et ses activités :
-
Employés et personnel clés : L’incapacité généralisée du personnel d’AltaGas ou des sous-traitants de la Société à remplir leurs fonctions aurait un effet négatif sur la capacité d’AltaGas à poursuivre ses activités normales dans les secteurs Services publics, Intermédiaire et Siège social/autres. Jusqu’à présent, AltaGas n’a pas eu à composer avec la non-disponibilité d’une partie importante des membres de son personnel en raison de leurs préoccupations liées à la COVID-19;
-
Retour au travail : AltaGas pourrait avoir à engager des coûts supplémentaires pour adapter les lieux de travail en fonction des exigences applicables en matière de santé et de sécurité à mesure qu’elle réintégrera son personnel sur place. La pénurie d’équipements de protection individuelle (EPI), l’arrivée de nouvelles vagues de propagation du virus ou les retards dans la livraison ou l’administration de vaccins pourraient obliger AltaGas à réviser ces plans de réintégration ou à retarder leur mise en œuvre. Si elle n’était pas en mesure de protéger efficacement sa main-d’œuvre contre la transmission du virus, AltaGas pourrait être contrainte de ralentir ses efforts de réintégration ou de faire marche arrière, et pourrait faire face à des allégations de responsabilité;
-
Infrastructure informatique, cybersécurité et protection des renseignements personnels : Depuis le début de la pandémie, le volume et le degré de sophistication des cyberattaques ciblées ont augmenté. Les mesures
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d’adaptation à la pandémie, comme le télétravail et l’accès à distance aux systèmes de la Société, peuvent présenter un risque accru lié à la cybersécurité et à la protection des renseignements personnels et peuvent exercer des pressions supplémentaires sur la structure informatique de la Société. Une défaillance de cette infrastructure pourrait sérieusement limiter la capacité d’AltaGas à poursuivre ses activités normales. Jusqu’à présent, les systèmes d’AltaGas ont bien fonctionné et n’ont pas subi de répercussions importantes découlant d’un problème d’infrastructure informatique;
-
Incidences défavorables sur les facteurs fondamentaux du marché et l’accès aux capitaux : Les facteurs liés à la COVID-19 ont entraîné une baisse des marges d’AltaGas dans le secteur de la commercialisation de l’énergie au détail, l’annulation des frais de retard et des frais connexes ainsi que l’incapacité à débrancher les clients, des répercussions sur la quote-part des résultats provenant de Petrogas en raison de la baisse des prix des produits de base et l’augmentation pour l’entreprise des coûts liés à la COVID-19. L’incidence de ces facteurs sur la performance financière d’AltaGas n’a pas été importante en 2020 et ne devrait pas non plus l’être en 2021. Même si la pandémie pourrait rendre l’accès aux capitaux plus difficile, à l’heure actuelle, AltaGas estime qu’elle dispose d’un accès adéquat aux capitaux pour réaliser ses plans d’entreprise de 2021;
-
Risque de contrepartie et de fournisseur : Il existe une possibilité accrue que les contreparties aux contrats et les fournisseurs manquent à leurs obligations envers AltaGas. Pareil manquement d’une contrepartie ou d’un fournisseur important pourrait avoir une incidence défavorable sur les activités et les résultats financiers d’AltaGas. Jusqu’à présent, les cas de force majeure invoqués par les contreparties concernant les actifs d’AltaGas en raison de la COVID-19 n’ont pas été très importants.
Si ces risques se concrétisaient, la capacité de la Société à mener à bien ses plans d’affaires en 2021 pourrait être compromise.
Santé et sécurité
AltaGas est exposée aux dangers occasionnés par la collecte, le traitement, le transport, le fractionnement, le stockage et la commercialisation des hydrocarbures, comme les éruptions, les incendies, les explosions, les fuites de gaz, les rejets et la migration de substances dangereuses, les déversements d’hydrocarbures, la corrosion et les actes de vandalisme et de terrorisme. Ces dangers peuvent entraîner l’interruption des activités, nuire à la réputation d’AltaGas, causer des pertes de vie ou des lésions corporelles, des dommages au matériel, aux biens, aux systèmes informatiques, aux données connexes et aux systèmes de contrôle et causer des dommages à l’environnement, y compris la pollution des eaux, des sols et de l’air.
AltaGas est en outre responsable de la santé et de la sécurité des travailleurs, ce qui l’expose au risque d’être obligée par le gouvernement de corriger des conditions de travail dangereuses, la rend passible de pénalités pour avoir contrevenu aux lois, aux permis et aux autres autorisations en matière de santé et de sécurité et l’expose à une responsabilité civile. Les activités d’AltaGas vont continuer de dépendre fortement de la conformité aux lois sur la santé et la sécurité (actuelles et futures) et des exigences imposées par les permis et autres autorisations.
La sécurité a toujours été une valeur essentielle d’AltaGas et fait partie intégrante de son mode de fonctionnement. AltaGas travaille activement avec les associations professionnelles et les communautés où elle exerce ses activités à l’amélioration de la sécurité. De plus, AltaGas a mis en place des politiques, procédures et plans d’intervention d’urgence qu’elle revoit et évalue régulièrement en vue d’y apporter les corrections nécessaires. En ce qui concerne l’entreprise de
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Services publics, avec l’appui de certaines autorités de réglementation, AltaGas accélère actuellement le remplacement de l’infrastructure de pipelines désuets en fonction de leur priorité établie selon une approche fondée sur l’analyse des risques. Elle a également mis en place des mesures de prévention et d’assainissement afin de s’attaquer à l’augmentation des fuites dans son réseau de distribution causées par une augmentation de la quantité de gaz naturel contenant une faible concentration d’hydrocarbures légers reçue de ses fournisseurs.
Toutefois, rien ne garantit que si l’un de ces événements susmentionnés se produit ou que des questions de santé et sécurité des travailleurs se posent, il sera possible d’éviter des dépenses imprévues ou des amendes, des pénalités ou d’autres conséquences (y compris des changements d’activités) importantes pour les activités et l’exploitation d’AltaGas.
Intégration de Petrogas
AltaGas a fait l’acquisition de sa participation majoritaire dans Petrogas en s’attendant à ce qu’elle bonifie certains paramètres financiers et lui procure d’autres avantages opérationnels, notamment des économies de coûts et des efficiences opérationnelles. L’obtention des avantages prévus de l’acquisition de Petrogas est assujettie à un certain nombre d’incertitudes. Il faut notamment que l’intégration des entreprises, des processus et des systèmes de Petrogas et d’AltaGas se déroule avec efficacité et en temps opportun et qu’AltaGas réalise les occasions de croissance et les synergies attendues de cette intégration. Le regroupement de deux entreprises indépendantes est complexe, coûte cher en temps et en argent et oblige la direction à consacrer une partie considérable de son attention et de ses ressources à combiner les pratiques commerciales et les activités de Petrogas et d’AltaGas. Ce processus pourrait perturber les entreprises d’AltaGas et de Petrogas. De plus, il se peut que l’intégration prenne plus de temps que prévu et perturbe les activités, les procédés et les systèmes d’AltaGas, ou qu’elle donne lieu à des incohérences dans les normes, contrôles, procédures, pratiques et politiques, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur la capacité de la société issue du regroupement de tirer les avantages prévus de l’acquisition en temps voulu. L’intégration générale des entreprises pourrait provoquer des difficultés, des dépenses, des responsabilités, des réactions de la part de la concurrence et des pertes de clients et d’autres relations graves et imprévues. Les activités, la situation financière, les résultats d’exploitation et les perspectives d’AltaGas pourraient être gravement touchés si les avantages prévus ne sont pas réalisés ou si le regroupement entraîne des dépenses ou des dettes imprévues.
Risque opérationnel
Les entreprises d’AltaGas sont soumises aux risques normalement associés à l’exploitation et à la mise en valeur ainsi qu’au stockage et au transport du gaz naturel, de LGN, de GNL, de GPL et des installations électriques, y compris la défaillance mécanique, les problèmes de transport, la dégradation matérielle, les erreurs humaines, les vices de fabrication, les contraintes placées sur la mise en valeur des ressources naturelles, les retards dans des projets ou l’imposition de restrictions sur des projets en raison de politiques ou d’initiative en matière de changements climatiques, de protestations ou d’actions militantes, le sabotage, le terrorisme, la pénurie, le climat, la déviation des ressources éoliennes ou hydrauliques, les catastrophes et les désastres naturels, les incendies, les inondations, les explosions, les tremblements de terre et d’autres événements similaires. Ce type d’éventualités pourrait causer des blessures aux employés, des dommages aux biens et à l’environnement, ainsi que des pannes imprévues ou des temps d’arrêt prolongés pour effectuer les réparations ou l’entretien. De plus, ces éventualités font généralement augmenter les frais d’exploitation et d’entretien et diminuer les produits d’exploitation. La survenance ou la poursuite de telles éventualités pourrait entraîner une hausse des frais d’AltaGas et réduire sa capacité de traitement, de stockage, de transport, de livraison ou de distribution de gaz naturel, de LGN, de GNL et de GPL, et causer des pertes substantielles que les assurances ne suffiraient pas nécessairement à couvrir ou pour lesquelles aucune assurance n’a pu être souscrite. Des
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dommages environnementaux pourraient également entraîner une hausse des coûts devant être engagés pour exploiter et assurer les actifs d’AltaGas, et avoir une incidence négative sur la réputation d’AltaGas et sur sa capacité à travailler en collaboration avec les parties prenantes.
Au fur et à mesure qu’AltaGas poursuit sa croissance et diversifie ses activités d’infrastructure énergétique, son profil de risque pourrait changer. Les entités en exploitation pourraient s’engager dans des secteurs d’activités ou chercher à élargir leurs activités dans des domaines où il y a davantage de risques économiques et davantage de capital « à risque ».
Réglementation
Les entreprises d’AltaGas sont assujetties à de nombreux règlements et lois complexes dans les territoires où elles exercent des activités. Les règlements et les lois suivent les changements d’orientations politiques, sans qu’AltaGas puisse en prédire avec exactitude l’évolution. Les changements dans la réglementation peuvent échapper au contrôle d’AltaGas et avoir des répercussions importantes sur ses activités, ses résultats d’exploitation et sa situation financière. Les gazoducs et les installations peuvent faire l’objet de demandes de transporteurs publics et d’entreprises publiques de traitement et être assujettis à des taux fixés par les autorités de réglementation lorsqu’aucune entente n’est conclue avec les producteurs quant aux droits ou tarifs. L’exportation et l’importation d’énergie sont également assujetties à l’approbation d’autorités de réglementation. Les installations de production d’énergie sont assujetties aux approbations des autorités de réglementation et aux modifications que celles-ci apportent aux tarifs, à la structure du marché et aux sanctions. Washington Gas, SEMCO Gas, ENSTAR et CINGSA exercent leurs activités sur des marchés réglementés sur lesquels les autorités de réglementation doivent donner aux services publics la possibilité de toucher des revenus permettant le recouvrement de leurs coûts et le rendement du capital, ce qui pourrait limiter la capacité de la direction de prendre et de mettre en œuvre des décisions indépendantes, y compris établir les tarifs chargés aux clients, établir des méthodes de recouvrement des coûts et contracter des dettes. Des changements apportés aux facteurs de risque suivants pourraient influer sur les bénéfices provenant des services publics réglementés d’AltaGas : (i) le rendement des capitaux propres et de la composante capitaux propres de la structure du capital autorisé par les autorités de réglementation; (ii) la base tarifaire; (iii) les volumes de gaz livrés; (iv) la quantité de clients et la composition de la clientèle; (v) l’écart entre les frais réels engagés et les frais projetés qui servent à établir les exigences en matière de produits ainsi que les tarifs chargés aux clients; (vi) le recouvrement des frais imprévus au moyen des tarifs. La modification de la réglementation et des lois environnementales pourrait augmenter les frais d’exploitation d’AltaGas et nécessiter la présentation d’un supplément d’information. Il pourrait y avoir un accroissement des dépenses d’investissement, des dépenses d’exploitation et des frais de fermeture, d’abandon et de remise en état qui pourraient ne pas être recouvrables sur le marché ou au moyen des tarifs. De tels changements pourraient avoir une incidence défavorable sur AltaGas, en réduisant ou en éliminant la rentabilité d’activités ou de projets actuels, et exiger des investissements considérables pour élaborer de nouvelles technologies.
Cybersécurité, information et systèmes de contrôle
Les procédés d’AltaGas reposent de plus en plus sur les systèmes d’information et l’automatisation procurés par l’infrastructure, les technologies et les données. Une défaillance dans un système d’information pourrait entraîner une panne dans un procédé, qui risquerait à son tour d’entraîner une défaillance en cascade des systèmes d’information provoquant la panne d’autres procédés. Le risque de cyberattaque augmente, en particulier le risque d’une attaque contre le secteur de l’énergie. De plus, AltaGas recueille et stocke des données sensibles dans le cours normal de ses activités,
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notamment des renseignements personnels sur ses employés et des renseignements exclusifs sur ses parties prenantes, comme ses clients, fournisseurs et investisseurs.
Les violations de la sécurité des systèmes de technologie de l’information ou des systèmes technologiques d’exploitation d’AltaGas par des cyberattaques et des actes de cyberterrorisme ou d’autres défaillances de ces systèmes d’AltaGas pourraient entraîner des interruptions des activités de distribution de gaz naturel et des pannes, ou nuire à la capacité d’AltaGas d’exercer ses activités de manière sécuritaire, ou donner lieu à des retards, des dommages aux biens, à l’environnement ou à la réputation d’AltaGas, diminuer la confiance des clients, entraîner des pertes de profits et de données, notamment la communication non autorisée de données sur les clients, les employés, les finances ou la Société qui sont cruciales à la sécurité opérationnelle d’AltaGas ou qui pourraient avoir une incidence défavorable sur la capacité de la Société de facturer les clients et de se faire payer, provoquer un resserrement de la réglementation et d’autres conséquences défavorables, y compris des poursuites et des actions en responsabilité considérables ou encore des amendes ou des sanctions prévues par les lois applicables et, par conséquent, avoir une incidence défavorable importante sur ses activités et sa situation financière. Si les systèmes d’AltaGas sont endommagés, ne fonctionnent pas correctement ou sont autrement rendus indisponibles, AltaGas pourrait devoir engager des coûts importants pour les réparer ou les remplacer.
La stratégie en matière de cybersécurité d’AltaGas consiste principalement à identifier, à détecter et à protéger des biens informatiques, et à appliquer des mesures d’intervention et de redressement en cas d’incident, ce qui comprend notamment la surveillance continue de la gestion des événements et des incidents liés à la sécurité, la formation et la sensibilisation continues en matière de cybersécurité, la réalisation de tests sur la vulnérabilité et la pénétration par des tiers, ainsi que la planification et les tests de la réponse aux cyberincidents. Toutefois, en dépit de cette stratégie et des mesures prises aux termes de celle-ci, notamment celles qui précèdent, rien ne garantit qu’AltaGas ne sera pas victime de cyberattaques ou de pannes informatiques. La survenance de l’un de ces cyberévénements pourrait avoir une incidence défavorable importante sur la situation financière et les résultats d’exploitation d’AltaGas.
AltaGas dépend de tiers et de fournisseurs de services gérés pour divers services. Si ces tiers subissent des cyberattaques, les services qu’ils fournissent à AltaGas pourraient être perturbés. Une telle perturbation pourrait nuire à la capacité d’AltaGas de mener ses activités, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur la situation financière et la réputation d’AltaGas. En outre, AltaGas pourrait être défavorablement touchée par le vol, l’endommagement ou la communication inappropriée de données sensibles détenues par ces tiers.
Litiges
AltaGas est exposée à des poursuites et autres réclamations dans le cours de ses activités. Les frais de défense et de règlement occasionnés par ces poursuites et réclamations peuvent être considérables, même si elles sont sans fondements. Compte tenu de l’incertitude inhérente aux procédures judiciaires, la résolution d’un litige donné pourrait avoir une incidence défavorable importante sur la situation financière ou les résultats d’exploitation d’AltaGas.
Risques liés aux changements climatiques y compris la tarification du carbone
AltaGas peut être exposée aux risques de transition et aux risques physiques liés aux changements climatiques. Certaines grandes installations d’AltaGas pourraient à l’avenir être assujetties à la réglementation sur le changement climatique édictée par les autorités provinciales, étatiques et/ou fédérales dans le but de gérer les émissions de gaz à effet de serre. Voir les rubriques « Réglementation sur l’environnement », « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise de services publics », « Activités de la
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Société – Entreprise intermédiaire – Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise intermédiaire » et « Activités de la Société – Secteur Siège social/autres – Incidences des facteurs environnementaux sur le secteur Siège social/autres » dans la présente notice annuelle. Les coûts directs et indirects entraînés par l’obligation de se conformer à la réglementation, y compris la tarification du carbone, pourraient avoir une grave incidence sur les activités, la situation financière, les résultats d’exploitation et les perspectives d’AltaGas. Les activités d’AltaGas pourraient aussi être touchées indirectement par les lois et règlements qui s’appliquent à ses clients et à ses fournisseurs si ces lois et règlements ont pour effet de réduire la consommation de gaz naturel de ses clients, restreignent les activités de ses fournisseurs ou augmentent les coûts des producteurs. Des variations dans la consommation d’énergie des clients en raison de mesures les incitant à investir dans des technologies présentant une meilleure efficacité énergétique pourraient éventuellement entraîner une diminution de la demande des clients, ce qui pourrait nuire aux résultats d’AltaGas. En outre, un certain nombre d’activistes environnementaux et de membres du public préoccupés par le changement climatique s’opposent à la poursuite de l’exploitation, de la mise en valeur et du transport des énergies fossiles. Compte tenu de la nature évolutive du débat sur le changement climatique et le contrôle des émissions de gaz à effet de serre, il est difficile d’en prévoir les répercussions sur AltaGas, ses activités et sa situation financière. En outre, les risques physiques liés au climat, comme les feux incontrôlés, les inondations et les tempêtes, ou les risques physiques liés aux changements progressifs des régimes climatiques, comme la hausse des températures, l’élévation du niveau de la mer et la variation des précipitations, peuvent avoir une incidence sur les actifs, les opérations ou la chaîne d’approvisionnement d’AltaGas ou faire baisser la demande globale des clients en provenance des marchés touchés.
Modifications des lois
Les modifications apportées à la législation applicable, notamment aux lois sur le commerce international et aux tarifs internationaux et aux lois, politiques ou programmes incitatifs gouvernementaux portant sur l’environnement, peuvent être défavorables à AltaGas si elles restreignent ses activités commerciales ou introduisent des règlements qui augmentent ses frais d’exploitation. Rien ne garantit l’absence de modification défavorable à AltaGas des lois, des politiques ou des programmes incitatifs gouvernementaux liés aux infrastructures énergétiques.
La réglementation et les lois environnementales régissant AltaGas ont changé et elles continueront de changer avec le temps. Les préoccupations à propos des changements climatiques, notamment en ce qui concerne les émissions de GES, les combustibles fossiles et l’affectation des sols, pourraient entraîner l’adoption de lois nouvelles ou plus sévères qui toucheraient AltaGas, ce qui augmenterait son exposition aux charges imposées par les lois.
Les modifications apportées aux lois fiscales applicables à AltaGas pourraient avoir une incidence défavorable sur ses actionnaires. Il peut s’agir de modifications dans les pratiques et politiques d’imposition, de changements dans les taux d’imposition, de nouvelles dispositions ou de nouvelles interprétations qui pourraient, individuellement ou collectivement, faire augmenter le taux d’imposition effectif d’AltaGas.
AltaGas pourrait faire face à des risques réglementaires et financiers relativement à des projets de réglementation de la sécurité des pipelines qui imposeraient une plus grande surveillance et inspection des pipelines et une augmentation des investissements dans les installations pipelinières. La plus grande supervision fédérale entraînée par ces projets risquerait de faire augmenter nos charges d’exploitation et dépenses d’investissement. Bien qu’AltaGas ne puisse prévoir avec certitude l’ampleur de ces charges et de ces dépenses ni le moment où elles devront être déboursées, une telle modification dans la réglementation pourrait coûter très cher aux entreprises d’AltaGas. L’entreprise de services publics d’AltaGas pourrait être incapable de faire supporter la totalité ou une partie de ces coûts par ses clients en application des mécanismes réglementaires et être incapable de toucher ses taux de rendement autorisés sur ces coûts.
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Incertitude politique et désordre public
L’incertitude règne quant au climat politique dans les territoires où AltaGas exerce ses activités. Des changements dans les conditions sociales, politiques, réglementaires ou économiques, ou dans les lois et politiques régissant l’environnement, le développement, la fiscalité, le commerce extérieur, les investissements ou l’énergie pourraient avoir un effet négatif sur l’entreprise et les activités d’AltaGas.
Récemment, des incidents importants de désordre public ont eu lieu dans certaines régions où AltaGas exerce ses activités. Dans la mesure où le désordre public entraîne une perturbation des réseaux de transport, des dommages aux infrastructures, des actes de violence ou de destruction, le personnel, les installations et les activités d’AltaGas pourraient être mis en péril, et les résultats financiers et d’exploitation pourraient être compromis.
Infrastructures
À mesure que leurs infrastructures arrivent à maturité, plusieurs services publics d’AltaGas ont mis en place des programmes en vue de remplacer les structures désuètes et de prendre d’autres mesures de prévention et d’assainissement. S’il devient soudainement impossible de livrer les volumes actuels et futurs de gaz naturel au moyen de gazoducs et d’infrastructures en raison de réparations, de dommages, de déversements ou de fuites, ou encore pour d’autres raisons, les répercussions défavorables sur la situation financière et les résultats d’exploitation de l’entreprise de services publics pourraient être importantes. Bien que les tarifs imposés permettent généralement de recouvrer le coût de remplacement des infrastructures, il n’en demeure pas moins que des capitaux permanents sont nécessaires pour financer ces programmes. En outre, des problèmes d’exploitation découlant de l’usure des infrastructures comme des fuites, des problèmes et incidents liés au matériel, y compris les explosions et les incendies, pourraient entraîner des dommages-intérêts et des frais de réparation et d’assainissement, des frais d’exploitation et des dépenses d’investissement plus élevés, des sanctions et amendes imposées par règlement et autres frais, ainsi que la perte de confiance des clients. Il est possible que ces événements, s’ils se produisent, ne puissent être pleinement garantis par les assurances ni couverts par les tarifs.
Interruptions de service
Les interruptions de service qui peuvent survenir lors d’importantes pannes d’électricité imprévues touchant des usines, installations ou gazoducs, la négligence de tiers ou l’indisponibilité de pièces de remplacement essentielles pourraient rendre AltaGas incapable d’exploiter ses installations avec efficacité et en toute sécurité, ce qui pourrait avoir des conséquences défavorables importantes sur les activités et les résultats financiers d’AltaGas.
Fermeture, abandon et coûts de remise en état
Il incombe à AltaGas de se conformer aux lois et règlements applicables à la fermeture, à l’abandon et à la remise en état de ses installations à la fin de leur durée de vie utile, ce qui peut entraîner des coûts considérables. Il est impossible de prévoir ces coûts avec certitude puisqu’ils sont tributaires des obligations réglementaires existant au moment de la fermeture, de l’abandon ou de la remise en état. Les coûts réels peuvent être supérieurs aux estimations actuelles fondées sur les obligations de mise hors service d’immobilisations dont il est question dans les états financiers d’AltaGas. En particulier, la direction a découvert des problèmes d’ordre environnemental soulevés par les anciennes activités d’Harmattan et les services publics. Il semble en effet que ces activités aient contaminé considérablement l’eau souterraine et le sol. L’élimination de ces problèmes pourrait coûter très cher.
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De plus, Washington Gas a comptabilisé des passifs environnementaux au titre des coûts de remise en état des sites des usines de gaz synthétique exploitées par elle ou un prédécesseur. Il est difficile d’estimer avec précision les obligations au titre des coûts d’intervention environnementale en raison des divers facteurs qui peuvent avoir une incidence sur l’ampleur de l’intervention. Voir « Réglementation sur l’environnement » et « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise de services publics ».
Réputation
Pour AltaGas, il est très important d’établir et de conserver des relations positives avec ses parties prenantes, en particulier avec les communautés où elle exerce ses activités, avec les organismes de réglementation et avec les peuples autochtones locaux. Les effets apparents que les activités exercées dans le secteur des ressources naturelles, comme l’exploration, la mise en valeur, la production, le traitement et le transport peuvent avoir sur le plan environnemental et social en ce qui concerne les émissions, la qualité de l’air et de l’eau, le bruit, la poussière, la perturbation des sols, l’écologie et les occasions de création d’emploi et de développement économique sont de plus en plus surveillés par le public. L’opposition des communautés, de certains groupes d’intérêts particuliers (y compris des organisations non gouvernementales) et des peuples autochtones aux activités qui touchent les ressources naturelles pourrait finalement avoir des répercussions sur AltaGas, en particulier sur sa capacité à obtenir et à conserver des permis, sur les délais et les coûts des projets d’investissement, sur ses activités, sur la confiance des actionnaires et sur sa réputation. De récentes modifications de la réglementation et des projets de modification pourraient accroître la capacité de groupes d’intérêts particuliers de s’opposer à certains projets d’investissement ou de les retarder. Voir « Modifications des lois » ci-dessus. La publicité négative envers les activités d’AltaGas et ses partenaires ou d’autres activités du secteur de l’énergie en général pourrait avoir une incidence défavorable importante sur AltaGas et sur ses activités. Même si AltaGas s’engage à exercer ses activités de manière responsable socialement, rien ne garantit que ses tentatives en ce sens pourraient atténuer ce risque éventuel.
Conditions météorologiques
Les activités de services publics et de distribution du gaz naturel sont très saisonnières, la majeure partie de la demande de gaz naturel étant concentrée pendant la période de chauffage hivernale, dont la durée varie dans chaque territoire où AltaGas exerce des activités de services publics. Les produits d’exploitation provenant de la distribution de gaz naturel au cours de l’hiver constituent généralement la part la plus importante des produits d’exploitation annuels provenant des activités de services publics. Rien ne garantit que les cycles météorologiques demeureront inchangés à long terme. Les variations saisonnières et annuelles par rapport à la moyenne à long terme pourraient être considérables. Au Maryland et en Virginie, Washington Gas a mis en place des mécanismes de réglementation et des modes de tarification qui ont pour but de stabiliser le niveau des produits nets perçus des clients en éliminant les effets des variations dans la consommation des clients causées par les conditions météorologiques et d’autres facteurs tels que la conservation. Si ses tarifs étaient modifiés dans le but d’éliminer ces dispositions, Washington Gas pourrait alors être exposée à des risques considérables liés aux conditions météorologiques.
Les ventes d’énergie au détail d’AltaGas sont tributaires des conditions météorologiques et des saisons. Une large partie du chiffre des ventes provient de la vente de gaz naturel à des clients de détail qui chauffent des locaux pendant les mois d’hiver et de la vente d’électricité à des clients de détail qui climatisent pendant les mois d’été. Les conditions météorologiques ont une influence directe sur la quantité de gaz naturel et d’électricité livrée aux clients. Les conditions météorologiques peuvent également avoir une incidence sur les tarifs à court terme de l’approvisionnement énergétique si le secteur de la commercialisation de l’énergie au détail devait se procurer de l’énergie supplémentaire pour répondre aux
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besoins de ses clients. Les activités de l’entreprise intermédiaire d’AltaGas sont également de nature saisonnière en raison de la tendance à la hausse des écarts dans le transport et le stockage pendant l’hiver. Les variations des conditions météorologiques et la nature saisonnière de ces entreprises peuvent créer des fluctuations importantes des bénéfices et des besoins de liquidités à court terme pour ces entreprises.
Revendications territoriales et droits autochtones
Les peuples autochtones revendiquent des droits sur une grande partie des terres du Canada. AltaGas exerce ses activités dans des territoires ainsi revendiqués. Ces revendications, si elles sont fructueuses, auront une incidence défavorable importante sur la production de gaz naturel, les infrastructures de stockage de gaz naturel en Nouvelle-Écosse, l’aménagement de projets d’extraction de LGN et de gaz naturel en Alberta et en Colombie-Britannique et l’exploitation de RIPET en Colombie-Britannique et de Ferndale dans l’État de Washington, entre autres. Cela pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités et l’exploitation d’AltaGas, notamment sur le volume de gaz naturel traité aux installations d’AltaGas, l’électricité produite par les centrales d’AltaGas ou encore l’exploitation ou l’aménagement d’installations de collecte, de traitement et d’exportation d’énergie, de distribution de gaz naturel, de stockage, de production d’électricité ou d’extraction et de transport.
AltaGas a conclu des accords avec de nombreuses communautés autochtones. Ces conventions favorisent la définition et la résolution rapide et constructive des problèmes. De plus, AltaGas a adopté une approche proactive pour améliorer, dans la mesure possible et raisonnable, la participation économique des peuples autochtones à ses activités. Les conventions et les mesures prises par AltaGas renforcent les relations entre les parties, dans le respect du cadre réglementaire et judiciaire évolutif qui régit les relations entre le gouvernement du Canada et les peuples autochtones. Toutefois, AltaGas ne peut pas prévoir si, à l’avenir, les revendications territoriales et d’autres droits autochtones l’empêcheront d’exploiter son entreprise et ses activités comme elle le fait actuellement ou comme elle pourrait les exploiter à l’avenir dans ces régions. En outre, l’impossibilité de conclure une convention avec un groupe autochtone ou l’existence d’un conflit ou d’un différend avec pareil groupe pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités, la situation financière et les résultats d’exploitation d’AltaGas.
Obligation de la Couronne de consulter les Peuples autochtones
Les gouvernements fédéral et provinciaux du Canada ont le devoir de consulter les autochtones et, au besoin, de les accommoder lorsque leurs intérêts peuvent être touchés par une mesure ou une décision de la Couronne. Par conséquent, ce devoir peut causer des retards dans la délivrance des approbations réglementaires ou même leur refus, ce qui risque d’avoir une incidence défavorable importante sur les activités d’AltaGas.
Risques liés aux marchés des capitaux et à la liquidité
Il est possible que l’accès d’AltaGas aux capitaux soit limité et que ses frais d’emprunt augmentent. Puisque les dépenses d’investissement futures d’AltaGas seront financées à l’aide des flux de trésorerie provenant de l’exploitation, d’emprunts et de la vente éventuelle de titres de capitaux propres, la capacité d’AltaGas de financer ces dépenses d’investissement dépendra, entre autres, de l’état général des marchés financiers et de l’intérêt des investisseurs pour les placements du secteur de l’énergie en général et pour les titres d’AltaGas en particulier.
Si les sources externes de capitaux se tarissent, ne sont plus disponibles à des conditions abordables ou deviennent par ailleurs limitées, la capacité d’AltaGas de faire des investissements de capitaux et de maintenir ses installations existantes pourrait être touchée défavorablement, ce qui pourrait du même coup avoir une incidence défavorable importante sur ses actifs, ses passifs, ses activités, sa situation financière, ses résultats d’exploitation et ses dividendes.
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Si les flux de trésorerie provenant de l’exploitation sont inférieurs aux prévisions, que les coûts de ces projets dépassent les estimations actuelles ou qu’AltaGas doit engager des dépenses imprévues importantes pour construire, aménager ou entretenir ses installations existantes, AltaGas pourrait être obligée d’obtenir des capitaux supplémentaires pour maintenir ses dépenses d’investissement aux niveaux prévus. Si AltaGas n’obtient pas le financement nécessaire pour réaliser les dépenses d’investissement qu’elle projette, cela pourrait entraîner un retard dans son programme d’immobilisations ou une diminution de ses dividendes.
Washington Gas et SPE ont pris certains engagements d’isolement, de sorte que les patrimoines des entités isolées ne pourront pas servir au règlement des dettes ou des obligations contractuelles d’une entité non isolée.
Conjoncture économique générale
La conjoncture économique et la solidité globale de l’économie mondiale, en particulier des économies canadienne et américaine, ont une incidence sur les activités d’AltaGas. Pendant les ralentissements économiques, la demande pour les produits et services d’AltaGas et l’offre et la demande d’électricité, de gaz naturel et de LGN peuvent être touchées. Les périodes de ralentissement économique ou de croissance faible ou négative pourraient avoir une incidence défavorable sur les résultats d’AltaGas et restreindre sa capacité à verser des dividendes aux actionnaires.
Risque de crédit interne
Les notes de crédit ont une incidence sur la capacité d’AltaGas d’obtenir du financement à court et à long terme ainsi que sur le coût de ce financement. En outre, la capacité d’AltaGas de réaliser des opérations sur dérivés ou des opérations de couverture dans le cours normal des affaires et de maintenir en vigueur des contrats conclus dans le cours normal des affaires avec les clients et les fournisseurs à des conditions acceptables dépend des notes d’AltaGas.
Une baisse des notes actuellement attribuées aux titres d’emprunt d’AltaGas par une ou plusieurs de ses agences de notation en deçà d’une note de catégorie supérieure aurait une incidence défavorable sur le coût du financement d’AltaGas et sur son accès aux sources de liquidités et de capitaux.
En outre, une baisse des notes d’AltGas pourrait rendre plus difficile et coûteux (i) la conclusion d’opérations de couverture ou sur dérivés dans le cours normal et obligerait AltGas à donner des garanties supplémentaires aux termes de certains de ses contrats, et (ii) la conclusion et la poursuite à des conditions acceptables de contrats dans le cours normal des affaires avec des clients et des fournisseurs.
De plus, en ce qui concerne WGL, une baisse des notes pourrait entraîner la hausse des coûts d’emprunt. Les conditions de la fusion ont limité la capacité de Washington Gas de recouvrer auprès des clients les coûts de financement supplémentaires occasionnés par la relation de Washington Gas avec AltaGas et les membres de son groupe. Par conséquent, la révision à la baisse des notes d’AltGas ou de WGL pourrait avoir une incidence défavorable sur les bénéfices ou les flux de trésorerie en limitant la capacité de Washington Gas de gagner ses taux de rendement autorisés. Les notes visent à fournir aux investisseurs une évaluation indépendante de la qualité du crédit d’un émetteur de titres. Les notes que les agences de notation attribuent aux titres d’AltaGas ne constituent pas des recommandations d’acheter, de conserver ou de vendre des titres dans la mesure où ces notes ne se prononcent pas sur leur cours ou leur pertinence pour un investisseur donné. Rien ne garantit qu’une note demeurera en vigueur pendant une période donnée ou qu’elle ne sera pas révisée ou entièrement retirée par une agence de notation à l’avenir si, d’après cette agence, les circonstances le justifient.
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Risque de change
La monnaie fonctionnelle d’AltGas est le dollar canadien. AltaGas s’expose au risque de change en raison de ses investissements aux États-Unis, et elle est exposée au risque de change en raison de ses activités d’exportation de GNL et de GPL. Les variations du taux de change du dollar canadien en dollar américain pourraient avoir une incidence sur les bénéfices d’AltaGas, la valeur de ses investissements aux États-Unis et l’encaisse générée par les activités américaines. AltaGas exerce ses activités à l’échelle internationale et une tranche de plus en plus forte du bénéfice net de la Société provient de l’extérieur du Canada. Par conséquent, AltaGas pourrait subir des écarts entre la monnaie dans laquelle les dettes sont contractées et la monnaie dans laquelle les produits d’exploitation sont tirés, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’AltaGas en raison de l’imposition d’impôts supplémentaires et du coût du change.
Financement par emprunt, refinancement et service de la dette
AltaGas finance par emprunt certaines de ses activités commerciales, dont ses dépenses en immobilisations et ses frais d’exploitation. Les facilités de crédit et les billets non garantis de premier rang à long terme ont des durées déterminées. Rien ne garantit qu’AltaGas sera en mesure de refinancer l’un ou l’autre de ses emprunts à leur échéance. De plus, rien ne garantit qu’AltaGas sera en mesure de toujours se conformer aux engagements imposés par ses emprunts actuels, pas plus qu’il n’est garanti qu’AltaGas sera en mesure d’obtenir un nouveau financement nécessaire à ses activités et à son programme de croissance des immobilisations. L’incapacité d’AltaGas de se refinancer, d’obtenir du nouveau financement ou de se conformer aux engagements imposés par ses emprunts pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les résultats financiers d’AltaGas, y compris sur sa capacité à verser des dividendes aux actionnaires. De plus, l’incapacité d’AltaGas d’obtenir du nouveau financement pourrait réduire sa croissance future.
Les emprunts actuels ou additionnels faits par AltaGas ou en son nom ont une incidence sur le niveau d’endettement de l’entreprise. Les versements d’intérêt et de capital sur ces emprunts auront préséance sur le versement de dividendes en espèces et pourront augmenter le risque financier des activités d’AltaGas. Il est interdit à AltaGas de verser un dividende lorsqu’elle manque aux conditions de ses emprunts ou si le versement du dividende provoquait un manquement aux conditions de ses emprunts.
L’incapacité d’AltaGas de refinancer ses titres d’emprunt à l’échéance ou de les refinancer à des modalités aussi favorables pourrait avoir une incidence sur les dividendes en espèces versés aux actionnaires. Des renseignements sur les dates d’échéance des facilités d’emprunt figurent à la note 16 des états financiers consolidés audités d’AltaGas au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date.
AltaGas estime que ses facilités de crédit existantes suffiront à ses besoins immédiats et elle n’a aucune raison de croire qu’elle ne pourra pas renouveler ses facilités de crédit existantes ou refinancer ses billets non garantis de premier rang à long terme existants à des conditions raisonnables sur le plan commercial. Il n’en demeure pas moins qu’un marasme économique mondial prolongé provoquerait un resserrement de l’accès au capital et une augmentation des coûts d’emprunt d’AltaGas et des autres sociétés d’énergie. La capacité d’AltaGas à contracter des emprunts repose, entre autres facteurs, sur l’état global des marchés des capitaux, la qualité des notations d’AltaGas et la propension des investisseurs à investir dans le secteur de l’énergie et les titres d’AltaGas en particulier. La capacité d’honorer ou de refinancer ses emprunts repose sur la situation financière et le rendement opérationnel d’AltaGas, qui sont exposés à la conjoncture économique, à la concurrence et à certains facteurs financiers, commerciaux et autres qui échappent au contrôle d’AltaGas. Par conséquent, AltaGas pourrait ne pas être en mesure de maintenir des flux de trésorerie tirés des activités d’exploitation suffisants pour lui permettre de rembourser le capital, la prime, s’il y a lieu, et les intérêts sur sa
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dette. Ces conditions pourraient avoir un effet défavorable sur le secteur où AltaGas exerce ses activités et sur son entreprise, y compris les résultats d’exploitation et les résultats financiers futurs. Rien ne garantit que les flux de trésorerie d’AltaGas seront suffisants pour lui permettre de s’acquitter de ses obligations financières à l’avenir ou qu’elle sera en mesure d’obtenir des fonds additionnels.
Taux d’intérêt
AltaGas est exposée à la fluctuation des taux d’intérêt sur ses dettes à taux variable. Les conditions économiques canadiennes, américaines et mondiales échappent au contrôle d’AltaGas et pourraient avoir une incidence défavorable importante sur l’entreprise, la situation financière et les flux de trésorerie d’AltaGas.
Certaines des dettes d’AltaGas, y compris des emprunts aux termes de notre convention de crédit renouvelable, portent intérêt à un taux variable fondé sur le TIOL. En juillet 2017, la United Kingdom Financial Conduct Authority (la « FCA »), qui réglemente le TIOL, a annoncé qu’elle comptait cesser de forcer les banques à soumettre des TIOL après 2021. Il n’est pas possible de prédire la portée de ces changements, d’autres réformes ou de l’établissement d’autres taux de référence au Royaume-Uni ou ailleurs.
Incidents touchant les systèmes et les procédés techniques
Si des systèmes et des procédés techniques clés n’arrivent pas à répondre efficacement aux demandes d’information et aux processus commerciaux, AltaGas pourrait être incapable de mesurer, d’inscrire et d’analyser efficacement des données essentielles, d’y avoir accès ou de les présenter avec exactitude, ce qui pourrait entraîner une augmentation des frais et la perte d’occasions d’affaires.
Dépendance envers certains partenaires
AltaGas est copropriétaire de certaines installations avec des coentrepreneurs. L’incapacité des exploitants de ces installations de les faire fonctionner au coût ou de la façon projetés par AltaGas pourrait nuire aux résultats d’AltaGas. De plus, pour ce qui est des filiales non détenues en propriété exclusive, AltaGas s’attend à ce que les autres investisseurs remplissent leurs obligations et leurs engagements envers le projet ou l’installation. AltaGas a conclu divers types d’arrangements avec des coentrepreneurs pour la construction, l’exploitation ou la propriété de certaines installations. Certains de ces coentrepreneurs peuvent avoir ou développer des intérêts ou des objectifs qui sont différents des objectifs d’AltaGas ou en conflit avec les objectifs d’AltaGas. AltaGas n’a pas le pouvoir exclusif de diriger les affaires et les activités de ces installations et elle risque de subir les contrecoups des décisions prises par les coentrepreneurs et des différends éventuels qui concernent les activités et les autres décisions commerciales. Pareilles différences pourraient avoir une incidence négative sur le succès des installations.
Risque lié à la stratégie de croissance
Il se peut que la stratégie qu’AltaGas a mise en œuvre et qu’elle prévoit continuer de mettre en œuvre en 2021 et par la suite ne soit pas aussi fructueuse que prévu. L’incapacité de tirer parti de tous les avantages prévus de la stratégie d’AltaGas pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’AltaGas, notamment en l’empêchant d’atteindre la totalité ou une partie des objectifs prévus dans ses projections financières.
Construction et aménagement
La construction, l’aménagement et l’exploitation futurs des projets d’AltaGas sont assujettis à la modification des politiques et des lois fédérales du Canada et des États-Unis, des gouvernements provinciaux, étatiques et locaux, y
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compris les approbations des autorités de réglementation et les règlements en matière d’environnement, d’utilisation des terres, de santé, de culture et de conflits d’intérêts avec d’autres parties et à d’autres questions indépendantes de la volonté d’AltaGas.
La construction des installations pipelinières d’AltaGas a connu et pourrait continuer de connaître des obstacles d’ordre législatif et réglementaire. De plus, la construction et l’exploitation de ces installations sont soumises à des aléas, à des pannes d’équipement, à l’interruption de la chaîne d’approvisionnement, à des problèmes de main-d’œuvre et à d’autres risques, qui pourraient faire diminuer la valeur de ces investissements, notamment en entraînant leur dépréciation ou en retardant leur date d’entrée en service, ce qui nuirait aux résultats d’exploitation. Par exemple, AltaGas doit soumettre certains actifs à un test de dépréciation sur une base annuelle ou lorsque que des faits ou des circonstances indiquent que la valeur comptable de ces actifs pourrait s’être dépréciée. Le résultat de ce test pourrait se traduire par la comptabilisation d’une perte de valeur de son goodwill, de ses immobilisations corporelles, de ses actifs incorporels et de certains investissements.
Comme ces installations sont raccordées à des installations appartenant à des tiers, certaines circonstances imprévues ou impossibles à contrôler provenant de ces systèmes pourraient nuire à leur exploitation. Ces événements pourraient retarder davantage l’entrée en service des projets d’AltaGas ou en interrompre l’exploitation, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats financiers d’AltaGas.
Transport de produits pétroliers
Les activités d’AltaGas comprennent le transport par camion et par train de produits pétroliers, y compris des LGN, du pétrole brut et d’autres produits raffinés. Les liquides de gaz naturel des producteurs de gaz naturel sont acheminés à RIPET et à Ferndale par camion et par train et livrés aux clients par bateau. Les livraisons peuvent être affectées par des manifestations, des actions militantes, des grèves, des retards de service, des conditions météorologiques défavorables, le manque de wagons de transport, les déraillements ou d’autres incidents de transport, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur les volumes des produits ou leur prix, ou encore nuire à sa réputation d’AltaGas, entraîner des dommages-intérêts, causer des décès ou des lésions corporelles, entraîner la perte d’équipement ou de biens, ou causer des dommages environnementaux. Le coût des dommages environnementaux, des dommages à l’équipement ou aux biens et/ou des lésions corporelles occasionné par un incident de transport impliquant des produits pétroliers pourrait s’avérer considérable. Les grandes compagnies de chemin de fer du Canada ont adopté des dispositions contractuelles types conçues pour transférer la responsabilité aux expéditeurs en cas réclamation présentée par un tiers. Dans le cas où AltaGas serait en fin de compte responsable de dommages découlant de ses activités liées au transport maritime ou ferroviaire de produits pétroliers, ou contre lesquels elle ne peut pas s’assurer, ou si jamais des coûts ou des obligations supplémentaires étaient imposés à AltaGas par suite de nouveaux règlements, l’entreprise, l’exploitation et la situation financière d’AltaGas pourraient s’en ressentir. De plus, lorsque le transport n’est pas possible, AltaGas pourrait être incapable de trouver un autre moyen de transport, ce qui risque de nuire aux activités qu’elle exerce à RIPET, à Ferndale ou à d’autres installations.
Pertes sous-assurées ou non assurées
Rien ne garantit qu’AltaGas sera en mesure de souscrire ou de maintenir en vigueur une assurance adéquate moyennant des primes qu’elle considère comme raisonnables. De plus, rien ne garantit que l’assurance souscrite couvrira toutes les pertes ou responsabilités pouvant découler de l’exercice des activités d’AltaGas. Une réclamation importante non assurée, une réclamation supérieure à la limite de l’assurance souscrite par AltaGas ou une réclamation autoassurée pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités d’AltaGas ou sur ses résultats. De plus, des
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réclamations assurées considérables pourraient entraîner une hausse des frais d’exploitation et d’assurance des actifs d’AltaGas dans l’avenir.
Incidence de la concurrence sur les entreprises d’AltaGas
AltaGas subit une forte concurrence dans le secteur de la commercialisation de l’énergie au détail. Elle rivalise avec d’autres fournisseurs non réglementés de gaz naturel et d’électricité au détail; elle subit également la concurrence découlant des tarifs d’électricité et de gaz naturel offerts par les services publics. L’accroissement de la concurrence, notamment celles des services publics qui offrent des tarifs inférieurs aux tarifs en cours sur le marché, pourrait entraîner la diminution du volume des ventes ou des occasions de croissance. L’entreprise intermédiaire d’AltaGas rivalise avec d’autres sociétés d’infrastructures et de services énergétiques du secteur intermédiaire en vue d’acquérir des installations de stockage et de transport du gaz naturel, ainsi qu’avec des fournisseurs d’énergie en gros et d’autres membres du même groupe de services publics réglementés qui n’exercent pas d’activités de services publics. Le secteur Siège social/autres d’AltaGas rivalise avec de nombreux concurrents dans le secteur des réseaux d’énergie commerciaux, notamment en vue d’obtenir la clientèle du gouvernement, ainsi qu’avec des sociétés qui concluent des contrats de rendement liés aux économies d’énergie avec leurs clients et, par ailleurs, avec d’autres services publics qui offrent des services aux termes de contrats d’économies d’énergie et, enfin, en ce qui concerne le marché de l’énergie renouvelable, avec d’autres entrepreneurs, des investisseurs dans la masse fiscale, des sociétés propriétaires d’installations de production décentralisées et des institutions de prêt. Ces rivaux pourraient posséder des plateformes d’énergie diversifiées assorties de multiples approches de commercialisation, avoir une couverture géographique plus large, un meilleur accès au crédit et à d’autres ressources financières ou des structures de coûts inférieures, et ils pourraient faire des acquisitions stratégiques ou établir des alliances entre eux. Rien ne garantit qu’AltaGas pourra concurrencer ces entités avec succès, et un échec en la matière pourrait nuire à ses résultats d’exploitation et à ses flux de trésorerie.
Risque de contrepartie
AltaGas s’expose aux pertes attribuables au mauvais crédit de tout cocontractant qui omet d’honorer ses obligations actuelles ou futures envers elle. Il y a risque de non-paiement par les contreparties à ses ententes régissant la vente, l’achat et la livraison de marchandises, la capacité de transport, la conception et la construction du réseau énergétique, les modalités d’investissement, et par les contreparties à ses contrats à long terme, comme les EAE, les CAE et les ententes fermes. Bien que la majorité des cocontractants d’AltaGas soient de qualité supérieure, étant donné la détérioration prolongée et considérable de la situation financière dans le secteur de l’énergie dans l’Ouest canadien, les obstacles à une forte amélioration et les faibles prix du gaz naturel nord-américain en général, AltaGas ne peut garantir que la qualité du crédit de ses cocontractants demeurera à son niveau actuel ou qu’elle ne diminuera pas. En outre, AltaGas s’attend à ce que les coinvestisseurs dans les filiales qui ne lui appartiennent pas entièrement respectent leurs engagements et obligations concernant le projet ou l’installation. Le non-respect par ces entités de leurs obligations contractuelles envers AltaGas pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités, la situation financière, les résultats d’exploitation et les perspectives d’AltaGas. AltaGas atténue ces risques en se diversifiant et en étudiant soigneusement la solvabilité de ses cocontractants.
Risque lié au marché
AltaGas est exposée aux risques du marché découlant des fluctuations dans le cours des marchandises et les taux d’intérêt sur les marchés d’Amérique du Nord et, en ce qui concerne les exportations de GPL, sur les marchés étrangers. L’offre et la demande sur tous ces marchés sont touchées par un certain nombre de facteurs, comme le volume de l’offre sur certains secteurs des marchés, issue des têtes de puits ou des installations de stockage, les conditions
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météorologiques, les économies des États-Unis, du Canada et de l’Asie, les catastrophes naturelles et les restrictions visant les pipelines. En outre, le secteur de la commercialisation de l’énergie au détail est exposé aux fluctuations des prix de certains services connexes fournis par le réseau commun d’énergie au sein duquel il exerce ses activités. Les fluctuations du cours des marchandises échappent au contrôle d’AltaGas et pourraient avoir une incidence défavorable importante sur l’entreprise, la situation financière et les flux de trésorerie d’AltaGas.
Risque lié à la composition
Les activités d’extraction sont influencées par la composition du gaz naturel produit dans le BSOC et traité dans les installations d’AltaGas. La composition du gaz peut varier au fil du temps en raison de facteurs comme le volume de traitement effectué aux usines en amont d’installations d’AltaGas et la composition du gaz naturel produit à partir de gisements en amont d’installations d’AltaGas.
Garanties accessoires
AltaGas est en mesure d’obtenir des limites de crédit non garanties de ses cocontractants afin d’obtenir un approvisionnement des services de gaz naturel et de LGN pour ses activités liées aux services énergétiques. Si le risque de crédit des cocontractants auquel s’expose AltaGas dépasse les limites de crédit non garanties accordées, AltaGas pourrait être tenue de fournir des garanties accessoires, comme des lettres de crédit.
Accords déclaratoires
Si AltaGas devient insolvable ou manque pendant une longue période aux obligations stipulées dans les accords déclaratoires, la propriété de l’usine de traitement du gaz naturel qui fait partie d’Harmattan pourra être réclamée par les premiers propriétaires d’Harmattan moyennant une somme symbolique. Par conséquent, dans ces circonstances, AltaGas pourrait perdre son placement dans l’usine de traitement du gaz naturel, à l’exclusion des installations dont elle est la propriétaire exclusive.
Retard dans l’affectation des fonds du budget fédéral américain
Les activités du secteur Siège social/autres d’AltaGas rattachées à l’efficacité énergétique et à la gestion de l’énergie dépendent de la réception en temps utile du financement provenant des organismes fédéraux américains. Une partie des revenus du secteur Siège social/autres d’AltaGas provient de l’adoption de mesures liées à l’efficacité énergétique et à la conservation de l’énergie par des organismes du gouvernement fédéral de la région métropolitaine de Washington D.C. Tout retard dans l’obtention du financement de la part de ces organismes fédéraux aura une incidence directe sur la réalisation des projets en cours et pourrait nuire à la capacité d’AltaGas d’obtenir de nouveaux contrats et, par conséquent, avoir une incidence défavorable sur son bénéfice.
Cours des actions ordinaires et des autres titres
AltaGas ne peut prévoir les cours de négociation futurs des actions ordinaires, des actions privilégiées et des autres titres qu’elle émet. Les actions ordinaires, les actions privilégiées et les autres titres d’AltaGas ne se négocieront pas forcément à des valeurs établies seulement en référence à la valeur sous-jacente des actifs de la Société. Le rendement annuel des titres est l’un des facteurs qui peuvent influer sur leurs cours. Une augmentation des taux d’intérêt du marché pourrait inciter les acquéreurs de titres d’AltaGas à réclamer un rendement annuel supérieur, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur le cours de ces titres. En outre, l’annonce de faits nouveaux, un changement dans les résultats d’exploitation d’AltaGas, l’incapacité de répondre aux attentes des analystes, les changements dans les notes de crédit
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ou la conjoncture générale du marché, les fluctuations du marché des titres et de nombreux autres facteurs qui échappent à la volonté d’AltaGas peuvent influer sur le cours des titres d’AltaGas.
Fluctuation des dividendes
La déclaration et le versement par AltaGas de dividendes sur les actions ordinaires se font à la discrétion du conseil d’administration. Les liquidités pouvant servir à verser des dividendes aux actionnaires dépendent d’un certain nombre de facteurs, notamment le rendement financier d’AltaGas, l’incidence des taux d’intérêt, les tarifs de l’électricité, du gaz naturel, des LGN, des GNL et des GPL, les clauses restrictives des contrats de prêt et les créances, les besoins du fonds de roulement, la liquidité et les besoins en capitaux futurs. Le versement des dividendes pourrait être réduit ou entièrement interrompu en fonction des activités d’AltaGas et du rendement de ses actifs. Le cours des actions d’AltaGas pourrait subir une baisse considérable si AltaGas n’était pas en mesure d’atteindre ses cibles de dividendes à l’avenir ou si elle décidait de les modifier.
Ventes éventuelles d’actions supplémentaires
AltaGas pourrait émettre des actions supplémentaires à l’avenir pour financer directement ou indirectement, entre autres, les dépenses d’investissement d’entités qu’elle détiendra directement ou indirectement, notamment financer les acquisitions réalisées par ces entités. Ces actions supplémentaires peuvent être émises sans l’approbation préalable des actionnaires, qui ne pourront se prévaloir de droits préférentiels de souscription relativement à ces émissions supplémentaires. Le prix et les autres conditions d’émission des actions supplémentaires relèvent de la discrétion du conseil d’administration. Toute émission d’actions ordinaires ou de titres qui, par voie de conversion, donnent droit à des actions ordinaires pourrait avoir un effet dilutif sur les actionnaires existants.
Volume débité
Les entreprises d’AltaGas traitent, transportent et entreposent du gaz naturel, de l’éthane, des LGN et d’autres marchandises. Les débits sont tributaires de divers facteurs, dont le niveau des activités d’exploration et de mise en valeur dans le BSOC, la dynamique de l’offre et de la demande à long terme pour les marchandises en cause, la réglementation applicable aux participants du marché et l’intervention des parties prenantes. Plus particulièrement, en raison de la mise en valeur de nouveaux champs de gaz de schiste non classiques en Amérique du Nord, le prix du gaz naturel en Amérique du Nord a baissé et on observe une tendance vers un gaz plus riche ou humide, plus élevé en LGN. Les champs de gaz sec ont vu leur niveau d’activité faiblir. Ces facteurs et ces tendances de l’industrie peuvent rendre AltaGas incapable de maintenir le débit dans certaines régions. Par conséquent, AltaGas peut être exposée à une diminution des flux de trésorerie et de rentabilité découlant de la baisse du débit du gaz naturel, de l’éthane et des LGN et de l’augmentation des coûts d’exploitation.
Risque lié à l’approvisionnement en gaz naturel
Un approvisionnement insuffisant en gaz naturel ou une capacité insuffisante des pipelines ou des installations de stockage pourrait provoquer un manquement à nos obligations contractuelles en raison d’un événement économique, d’un phénomène naturel ou du non-respect par un cocontractant de ses obligations découlant d’un contrat d’achat de gaz, de stockage ou de capacité, ce qui risquerait d’avoir un effet défavorable importante sur les activités, la situation financière et les flux de trésorerie d’AltaGas.
En outre, Washington Gas SEMCO Gas et ENSTAR doivent faire l’achat de capacité additionnelle de stockage ou de transport par gazoduc interétatique et construire des conduites de distribution et de transport afin de livrer une capacité
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additionnelle dans les régions de leur réseau en croissance. Le moment précis de l’arrivée de nouveaux clients importants dans son marché pourrait ne pas être prévu suffisamment à l’avance et la disponibilité de ces options d’approvisionnement pour répondre aux besoins de ces nouveaux clients pourrait être limitée en raison de l’offre et de la demande sur le marché, du calendrier de participation de Washington Gas aux nouveaux projets de construction de gazoduc interétatique, des exigences de permis locales et de la capacité d’acquérir les droits de passage nécessaires. Ces restrictions pourraient nuire à la capacité de Washington Gas de répondre aux besoins de certains de ses clients.
Le réseau de distribution de gaz d’ENSTAR, y compris le réseau pipelinier d’Alaska Pipeline Company, n’est raccordé à aucun gazoduc interétatique ou intraétatique important ni à aucune réserve de gaz naturel dans les 48 États du sud des États-Unis et au Canada. Par conséquent, ENSTAR s’approvisionne en gaz naturel aux termes de contrats à long terme approuvés par la RCA auprès de producteurs situés à Cook Inlet ou dans cette région. La baisse de la production des champs gaziers de Cook Inlet pourrait nuire à la productibilité dans la région desservie par ENSTAR. La région de Cook Inlet fait actuellement l’objet d’une recherche de gaz naturel, y compris par des producteurs qui ont conclu des contrats d’approvisionnement avec ENSTAR. Des démarches se poursuivent relativement à la construction éventuelle d’un gazoduc qui s’étendrait du versant du nord de l’Alaska, en passant par l’intérieur de l’Alaska, jusqu’à l’installation de liquéfaction située dans le centre-sud de l’État. Il n’existe aucune certitude quant à ces questions d’approvisionnement en gaz, y compris le moment où les gazoducs seront construits et entreront en service, ni quant à savoir si les approvisionnements en gaz naturel transportés par ces gazoducs seront offerts aux clients d’ENSTAR ou si celle-ci pourra les offrir à des conditions que la RCA jugera satisfaisantes.
Coûts et limitations de la gestion des risques
AltaGas utilise des instruments financiers dérivés pour couvrir les risques associés aux fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt et des prix des marchandises. AltaGas ne conclut pas d’opérations sur dérivés dans le but de spéculer. Les instruments dérivés d’AltaGas n’éliminent pas tous les risques associés à l’entreprise d’AltaGas ni le risque d’activités non autorisées, malgré la surveillance assurée par les mécanismes de gestion des risques d’AltaGas. De telles activités non autorisées pourraient avoir une incidence défavorable importante sur l’entreprise, les activités et la situation financière d’AltaGas.
En outre, les règlements d’application des dispositions de la Wall Street Reform and Consumer Protection Act des États-Unis (la « loi Dodd-Frank ») régissant les opérations sur dérivés aux États-Unis pourraient avoir une incidence défavorable sur la capacité d’AltaGas de couvrir les risques liés à ses activités. La loi Dodd-Frank réglemente les opérations sur dérivés qui concernent certains titres utilisés dans le cadre des activités de gestion des risques d’AltaGas, comme les swaps de taux d’intérêt, les contrats d’options sur marchandises, les contrats financiers et d’autres contrats. Aux termes de la loi Dodd-Frank, la plupart des swaps doivent être approuvés par des agences de compensation inscrites et négociés à une bourse de valeurs ou sur une plateforme de négociation désignée, sous réserve de certaines exceptions applicables aux entités qui utilisent des swaps pour couvrir ou atténuer les risques commerciaux. Les exigences de la loi et des nouveaux règlements d’application pourraient faire augmenter les charges d’exploitation et frais d’opération des contrats dérivés et avoir une incidence sur le nombre de contreparties disponibles et leur solvabilité. De plus, certaines autorités de réglementation en valeurs mobilières du Canada ont adopté des instruments portant sur les la négociation, la compensation et la déclaration des dérivés. La nature des activités sur dérivés d’AltaGas pourrait permettre à AltaGas d’être dispensée des obligations de déclaration, mais rien ne garantit que ce sera toujours à l’égard de toutes les opérations. Pour veiller au respect de ces obligations, AltaGas est tenue de consacrer du temps et de l’argent au maintien des systèmes nécessaires à la déclaration de ses opérations sur dérivés aux autorités compétentes, ce qui pourrait entraîner une hausse des frais opérationnels et transactionnels des contrats sur dérivés.
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De plus, AltaGas pourrait réaliser des opérations avec des contreparties domiciliées dans l’Union européenne ou dans d’autres États qui, à l’instar des États-Unis, sont en train de mettre en œuvre des règlements visant les opérations sur dérivés, dont certains sont actuellement en vigueur et pourraient imposer des droits sur les opérations sur dérivés.
Engagements liés aux approbations de l’acquisition de WGL par les autorités de réglementation
En raison du besoin d’obtenir les accords de la PSC du DC, de la PSC du Maryland, de la SCC de Virginie et de la FERC, et en raison du besoin de faire approuver l’acquisition de WGL par le CFIUS, AltaGas s’est engagée à participer à divers programmes, contributions et investissements dans plusieurs conventions et ordonnances des autorités de réglementation. Il se peut que la satisfaction de ces engagements conformément aux conditions prescrites par les ententes ou ordonnances occasionne à AltaGas des retards, des difficultés imprévues ou des frais supplémentaires. Le non-respect des engagements d’AltaGas pourrait entraîner une hausse des coûts, des sanctions ou des amendes qui pourraient avoir une incidence défavorable importante sur les activités, la situation financière, les résultats d’exploitation et les perspectives d’AltaGas.
Acceptabilité du prix de l’électricité et des ressources
Les produits d’exploitation d’AltaGas provenant des ventes d’électricité et des services accessoires sont exposés aux facteurs du marché, comme la fluctuation de l’offre et de la demande, lesquels sont tributaires des conditions climatiques, de l’utilisation par les clients, de l’activité économique et de la croissance. Cette exposition pourrait augmenter lorsqu’expireront les ententes d’achat d’électricité existantes. Lorsqu’une entente d’achat d’électricité prend fin ou est résiliée, il est possible que le prix obtenu par le producteur, l’installation ou la centrale en question aux termes d’ententes de vente ultérieures soit considérablement réduit. Il est également possible que les ententes d’achat d’électricité négociées après l’échéance du premier terme ne puissent pas être renouvelées à des prix avantageux qui permettent l’exploitation continue de l’installation ou de l’usine visée.
Coût des prestations de retraite offertes
Le coût des prestations de retraite offertes aux employés actuels et aux anciens employés admissibles est soumis à la fluctuation de la valeur marchande des actifs du régime de retraite d’AltaGas, du rendement des obligations, aux changements démographiques et aux changements d’hypothèses. Le déclin continu des marchés boursiers, la diminution du rendement des obligations, les tendances à l’augmentation du coût des soins de santé ou l’augmentation de l’espérance de vie des bénéficiaires pourraient avoir une incidence défavorable sur les passifs et les actifs des régimes de retraite d’AltaGas et le coût des prestations de retraite. De plus, AltaGas pourrait être tenue d’augmenter ses cotisations à l’avenir afin de maintenir le niveau actuel des prestations offertes par les régimes ou pour se conformer aux obligations de financement édictées par le gouvernement fédéral américain.
Relations de travail
Le personnel d’exploitation et d’entretien au centre énergétique Blythe et à Younger et certains employés de Washington Gas et de SEMCO Energy sont syndiqués. Certaines opérations à RIPET sont aussi exécutées par des salariés syndiqués. Toute interruption du travail pourrait limiter la capacité de produire de l’électricité au centre énergétique Blythe, limiter la capacité de traiter le gaz naturel et de produire du LGN à Younger, nuire aux activités à RIPET ou nuire aux activités de Washington Gas ou de SEMCO Energy et, par conséquent, avoir une incidence défavorable sur les flux de trésorerie et le résultat net d’AltaGas.
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Personnel clé
Le succès d’AltaGas dépend largement des compétences et des connaissances spécialisées de son personnel clé. La réussite d’AltaGas dépendra de sa capacité à conserver son personnel et à attirer des personnes de talent dans son entreprise. L’accès à un bassin de travailleurs offrant constamment les compétences, le savoir-faire et l’expérience nécessaires est un facteur essentiel à son succès. Les coûts du recrutement et de la conservation du personnel pourraient avoir des conséquences défavorables importantes sur les activités et les résultats financiers d’AltaGas.
Échec des fournisseurs de service
Certaines des fonctions relatives aux technologies de l’information, au service à la clientèle, à la chaîne d’approvisionnement, aux pipelines, à l’installation et à l’entretien des infrastructures, à l’ingénierie, à la paie et aux ressources humaines, qui sont nécessaires à AltaGas, sont exécutées par des tiers. La prestation de certains de ces services peut être offerte par des fournisseurs dans des centres situés à l’extérieur du Canada et des États-Unis. Les services qui sont fournis aux termes des conventions de service pourraient être interrompus en raison de circonstances indépendantes de la volonté d’AltaGas. La dépendance d’AltaGas à l’égard de ces fournisseurs de service pourrait avoir une incidence défavorable sur les activités, les résultats d’exploitation et la situation financière d’AltaGas.
Respect du paragraphe 404(a) de la Loi Sarbanes-Oxley
Depuis 2019, les contrôles internes de la Société à l’égard de l’information financière doivent respecter les exigences prévues au paragraphe 404(a) de la Loi Sarbanes-Oxley, ainsi que les règles connexes de la Securities and Exchange Commission et du Public Company Accounting Oversight Board. Si AltaGas ne satisfait pas en permanence aux exigences du paragraphe 404(a), ou s’il se produit une défaillance de ses contrôles internes, cela pourrait nuire à la confiance des investisseurs, occasionner des dommages à la réputation et exposer AltaGas à des sanctions pécuniaires. De telles conséquences pourraient avoir une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation, la situation financière et les flux de trésorerie d’AltaGas.
ENVIRONNEMENT, RESPONSABILITÉ SOCIALE ET GOUVERNANCE
Valeurs
AltaGas fait reposer ses relations avec ses clients, ses partenaires et les autres parties prenantes sur ses valeurs fondamentales, qui imprègnent sa vision et sa stratégie. Ces valeurs fondamentales sont les suivantes :
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Travailler en toute sécurité, penser de façon responsable;
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Agir avec intégrité;
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Prendre des décisions éclairées;
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Obtenir des résultats;
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Investir dans nos employés et favoriser la diversité.
Ces valeurs constituent le fondement de l’approche d’AltaGas à l’égard de ses pratiques en matière d’environnement, de responsabilité sociale et de gouvernance (ESG). Chez AltaGas, nous sommes déterminés à exercer nos activités de façon sûre et fiable, à répondre aux besoins essentiels de nos clients en matière d’énergie, et à honorer le contrat social et moral que nous avons avec les collectivités que nous desservons. Notre mission est d’améliorer la qualité de vie de nos clients en les connectant de façon sûre et fiable à des sources d’énergie abordables, aujourd’hui et dans l’avenir.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 86
En décembre 2020, AltaGas a publié sa mise à jour ESG, soulignant ses résultats de 2019 en fonction d’indicateurs clés de rendement ESG, traitant des résultats consolidés d’AltaGas en matière de rendement ESG à l’échelle de l’entreprise compte tenu de Washington Gas, présentant sur une base consolidée plusieurs domaines cruciaux pour la viabilité à long terme d’AltaGas, et démontrant la volonté d’AltaGas d’améliorer le rendement et la transparence. La mise à jour ESG peut être consultée à l’adresse www.altagas.ca.
Gouvernance
Nos politiques et procédures en matière de gouvernance encadrent et supportent la prise de décisions éclairées. Le conseil supervise les stratégies, les initiatives, les objectifs et la gestion des risques en matière de responsabilité sociale et d’environnement et chaque comité du conseil, par le biais de ses règles et de son champ de responsabilités fonctionnelles, joue un rôle dans la définition des stratégies ESG et la gestion des risques connexes.
En outre, aux termes de son engagement en matière d’ESG, en octobre 2020, AltaGas a créé un poste de haut dirigeant chargé de guider ses initiatives dans toute l’entreprise en appui à la durabilité des activités et des opérations d’AltaGas à l’échelle de l’entreprise, et de superviser la stratégie en matière d’ESG d’AltaGas et sa mise en œuvre.
Politiques
AltaGas s’est doté d’un certain nombre de politiques sur la gestion de l’environnement, la santé, la sécurité et la responsabilité sociale. Plus particulièrement, le code d’éthique commerciale d’AltaGas (le « code d’éthique ») garantit le respect de ses valeurs fondamentales et l’exercice de ses activités de façon sécuritaire, respectueuse et éthique. Le code d’éthique s’applique à ses employés, entrepreneurs, fournisseurs et partenaires et est approuvé, tout comme ses politiques, par le conseil. Tous les employés sont tenus de lire le code d’éthique et ses politiques accessoires, et d’attester une fois par an qu’ils les comprennent et ont l’intention de s’y conformer. Les politiques d’AltaGas liées au code d’éthique ont trait, notamment, à ce qui suit :
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la dénonciation;
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le respect en milieu de travail;
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le respect de la vie privée;
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l’environnement, la santé et la sécurité;
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l’alcool et les drogues;
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la sécurité de l’information;
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les médias sociaux et leur utilisation acceptable;
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la déclaration d’information;
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les conflits d’intérêts;
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la lutte contre la corruption;
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les délits d’initiés et la déclaration des opérations sur titres.
Environnement, santé et sécurité
AltaGas cherche constamment à réduire son empreinte carbone et à avoir une incidence plus positive sur la société en générale. Le comité sur l’environnement, la santé et la sécurité (ESS) créé par le conseil d’administration a pour mandat de présenter au conseil ses recommandations concernant la stratégie, la politique, la conformité et les risques en matière d’environnement, de santé et de sécurité (y compris les risques liés aux changements climatiques), de suivre ces questions et de surveiller l’application de ses recommandations.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 87
Les politiques ESS d’AltaGas régissent sa volonté à gérer et minimiser ses incidences sur l’environnement. Ses normes ESS fixent des attentes et des paramètres qui s’appliquent à toute l’entreprise et qui encadrent notre volonté constante de sécurité. AltaGas met en œuvre des programmes qui protègent ses collaborateurs et l’environnement, repère et gère les risques de manière proactive et met à profit les leçons apprises et les meilleures pratiques pour améliorer son rendement. Le système de gestion ESS d’AltaGas procure le cadre dans lequel sont établies les exigences et les attentes à l’échelle de l’entreprise; il attribue la responsabilité pour les mesures en ESS. Chaque unité d’exploitation est responsable de ses politiques internes et de son amélioration constante à l’intérieur de ce cadre.
Pour assurer sa préparation aux situations d’urgence et disposer d’équipes prêtes à réagir rapidement et en toute sécurité, AltaGas a doté de plans d’intervention d’urgence complets chacune de ses installations et tous ses secteurs d’activité. Elle mène régulièrement des exercices d’intervention d’urgence, souvent coordonnés avec les premiers intervenants locaux. Ces exercices permettent de mieux comprendre les rôles et les responsabilités de chaque partie en cas d’urgence, ce qui se traduit par une intervention plus efficace.
Réglementation sur l’environnement
AltaGas ne peut prédire l’incidence qu’auront les lois et règlements futurs en matière d’environnement sur ses activités. Les lois et règlements actuels en matière d’environnement pourraient être modifiés ou faire l’objet d’une interprétation plus rigoureuse, et de nouvelles règles pourraient entrer en vigueur ou s’appliquer à AltaGas, ce qui pourrait se traduire par une hausse des frais de conformité ou par l’imposition de nouvelles restrictions sur ses activités. Dans une telle éventualité, le bénéfice et les activités d’AltaGas pourraient en subir les contrecoups.
Le secteur intermédiaire et le secteur Services publics sont assujettis à une réglementation environnementale édictée par les autorités locales, provinciales, étatiques, territoriales et fédérales. Les lois sur l’environnement restreignent ou interdisent le rejet de diverses substances dans l’air, sur terre et dans l’eau dans l’exercice de certaines activités du secteur intermédiaire et du secteur Services publics. Elles restreignent l’utilisation des terres et de l’eau dans certaines activités. AltaGas, afin d’exercer ses activités, est tenue d’obtenir divers permis, autorisations et inscriptions environnementaux et de s’y conformer. Outre les obligations imposées par les permis, les lois provinciales, étatiques, territoriales et fédérales peuvent exiger que les installations en fin de vie utile soient abandonnées et remises en état à la satisfaction des autorités. Le non-respect des lois environnementales peut entraîner des pénalités civiles ou criminelles, l’obligation de nettoyer la contamination environnementale et des restrictions aux activités futures. Il est possible qu’un resserrement des lois et règlements sur l’environnement et que des poursuites éventuelles pour dommages à la propriété, aux employés, à d’autres personnes et à l’environnement suscitées par les activités actuelles ou passées entraînent des coûts considérables à l’avenir. Les risques liés à l’environnement attribuables aux activités d’AltaGas comprennent généralement les émissions dans l’atmosphère, notamment le dioxyde de soufre, les oxydes d’azote, la matière particulaire et les gaz à effet de serre, les répercussions éventuelles sur les terrains, l’utilisation, l’entreposage ou l’émission de produits chimiques ou d’hydrocarbures; la production, la manipulation et le rejet de déchets et de déchets dangereux; et les répercussions sur l’eau. AltaGas évalue continuellement son risque environnemental et gère stratégiquement ses responsabilités pour répondre aux exigences légales tout en réduisant son exposition au risque. AltaGas peut aussi se heurter à l’opposition de certains groupes d’intérêts particuliers, ce qui peut entraîner des retards dans le déroulement des procédures réglementaires, avoir des répercussions sur les échéanciers et augmenter les coûts.
Voir les rubriques « Facteurs de risque – Réputation », « Facteurs de risque – Réglementation », « Facteurs de risque – Risques liés aux changements climatiques y compris la tarification du carbone », « Facteurs de risque – Modifications des lois » et « Facteurs de risque – Fermeture, abandon et coûts de remise en état » de la présente notice annuelle.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 88
Changements climatiques
L’évolution des lois et des règlements régissant l’émission de GES pourrait imposer de nouvelles obligations à AltaGas, en sus de son obligation d’information et de surveillance des GES, notamment : (i) se conformer à des normes d’émission plus rigoureuses visant les moteurs à combustion interne; (ii) prendre des mesures supplémentaires pour maîtriser les fuites dans ses réseaux de transport et de distribution; (iii) mettre à niveau son équipement existant au moyen de dispositifs de contrôles de la pollution ou remplacer l’équipement; (iv) réduire ses émissions de GES ou, selon les exigences adoptées, acheter des compensations, des crédits ou des quotas d’émission ou encore payer une taxe sur les émissions qu’elle émet. Les affaires d’AltaGas pourraient aussi être touchées indirectement par les lois et règlements qui s’appliquent à ses clients et à ses fournisseurs si ces lois et règlements ont pour effet de réduire la consommation de gaz naturel de ses clients, restreignent les activités de ses fournisseurs ou augmentent le coût des produits et services qu’AltaGas acquiert auprès de ses fournisseurs.
Certains règlements sur les changements climatiques qui s’appliquent spécifiquement aux secteurs d’activité d’AltaGas sont présentés aux rubriques « Activités de la Société – Entreprise de services publics – Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise de services publics », « Activités de la Société – Entreprise intermédiaire – Incidences des facteurs environnementaux sur l’entreprise intermédiaire » et « Activités de la Société – Secteur Siège social/autres – Incidences des facteurs environnementaux sur le secteur Siège social/autres » dans la présente notice annuelle.
En outre, AltaGas présente de manière proactive les risques liés aux changements climatiques auxquels elle est exposée par l’intermédiaire du CDP (anciennement, le Carbon Disclosure Project), un système de déclaration reconnu mondialement qui porte sur la durabilité. En 2020, en lien avec son questionnaire de 2020 sur les changements climatiques, le CDP a accordé la note de « -A » à AltaGas Ltd., ce qui constitue une amélioration par rapport à la note de « B » qui lui avait été accordée en 2019.
Responsabilité sociale
La mission d’AltaGas est d’améliorer la qualité de vie de ses clients en les connectant de façon sûre et fiable à des sources d’énergie abordables, aujourd’hui et dans l’avenir.
Groupes autochtones
AltaGas sait qu’il est important d’entretenir des relations de confiance durables avec les groupes autochtones. AltaGas est déterminée à collaborer avec les groupes autochtones à proximité de ses développements pour cultiver des relations basées sur la confiance et le respect mutuels, s’entendre avec eux sur les enjeux en cause et résoudre tout problème de façon mutuellement avantageuse.
L’approche d’AltaGas s’appuie sur des principes qui visent à développer des relations solides, notamment :
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Établir et cultiver des relations de longue date mutuellement avantageuses avec les groupes autochtones en fonction des principes de respect, de transparence, d’inclusion, de compréhension commune et de communication ouverte;
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Veiller à ce que l’engagement d’AltaGas envers les groupes autochtones respecte leurs droits et intérêts tels qu’ils sont régis par la législation applicable dans les territoires où AltaGas exerce ses activités, ainsi que l’engagement d’AltaGas en matière de développement durable;
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Créer des occasions pour les groupes autochtones de profiter des avantages économiques et sociaux découlant des projets et des opérations d’AltaGas liés à des infrastructures énergétiques.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 89
Collectivités
AltaGas croit que le fait de redonner à la collectivité lui permet de cultiver ses relations en plus d’instaurer un climat de confiance et de faciliter la communication avec les parties prenantes. Dans cette optique, AltaGas mène ses activités selon trois piliers : collectivités saines et sûres, avenir prometteur et champions de l’environnement. Nos initiatives locales comprennent les suivantes :
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Le Jour de l’intempérisation ( Day of Weatherization ) est consacré à protéger contre les intempéries les domiciles de familles à faible revenu dans la région de Washington D.C., ce qui aide les familles à rester au chaud pendant l’hiver. Chaque année, les employés d’AltaGas unissent leurs efforts pour protéger les domiciles des participants contre les intempéries.
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Notre entreprise de services publics instaure souvent des programmes d’aide en matière d’énergie dans les collectivités où elle exerce ses activités pour soutenir les résidents qui vivent dans la « pauvreté énergétique » et n’ont pas les moyens de payer les services publics.
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En 2020, AltaGas a fait don de 1 million de dollars à plusieurs organisations afin de contribuer à la lutte contre la COVID-19. Dans certains cas, ces groupes ont été en mesure de tirer parti de cet investissement pour lever des fonds supplémentaires totalisant 500 000 $.
Main-d’œuvre
Nos employés sont essentiels à notre succès et sont la raison pour laquelle nous continuons d’accomplir notre mission et d’atteindre nos autres objectifs commerciaux. Nous croyons que les efforts continus que nous déployons pour faire de la mobilisation des employés notre priorité absolue nous aideront à fournir des services de haute qualité à nos clients et à nos collectivités. Pour favoriser le recrutement et la fidélisation de talents, nous nous efforçons de créer un lieu de travail diversifié, inclusif et sécuritaire offrant à nos employés des occasions de perfectionnement, en plus de fournir une rémunération concurrentielle sur le marché, des programmes d’avantages sociaux et de santé et de mieux-être et des programmes qui renforcent les liens entre nos employés et leurs collectivités.
DIVIDENDES
La déclaration des dividendes relève du pouvoir discrétionnaire du conseil d’administration qui passe régulièrement en revue leurs montants en fonction des flux de trésorerie durables et continus après avoir pris en compte le bénéfice net consolidé, le capital d’entretien et de croissance et les obligations de remboursement des dettes d’AltaGas. La Société entend distribuer une partie de ses flux de trésorerie continus sous forme de dividendes mensuels réguliers aux actionnaires.
AltaGas verse actuellement des dividendes en espèces sur les actions ordinaires vers le 15[e] jour de chaque mois ou, si cette date n’est pas un jour ouvrable, le jour ouvrable qui suit, aux actionnaires inscrits le 25[e] jour du mois précédent ou, si ce jour n’est pas un jour ouvrable, le jour ouvrable qui suit. Les dividendes sur les actions de série A, les actions de série B, les actions de série C, les actions de série E, les actions de série G, les actions de série H, les actions de série I (avant le rachat) et les actions de série K sont versés trimestriellement.
Le versement de dividendes par AltaGas peut être limité par les clauses restrictives des conventions de crédit d’AltaGas, notamment s’il entraîne un défaut ou un cas de défaut ou s’il est raisonnable de croire qu’un tel versement pourrait entraîner un défaut ou un cas de défaut. En cas de liquidation ou de dissolution d’AltaGas, les dividendes seront versés aux actionnaires privilégiés en priorité par rapport aux actionnaires ordinaires.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 90
Le tableau suivant indique les dividendes en espèces versés par AltaGas sur les actions ordinaires et les actions privilégiées au cours des trois derniers exercices, ainsi que les dividendes en espèces versés par Washington Gas sur les actions privilégiées de Washington Gas au cours de la période allant de la clôture de l’acquisition de WGL jusqu’au rachat effectué le 20 décembre 2019.
| Sommes endollars paraction | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|
| Actions ordinaires | 0,963300 | 0,960000 |
2,190000 |
| Actions de série A | 0,825000 | 0,845000 |
0,845000 |
| Actions de série B | 0,894890 | 1,084641 |
0,968620 |
| Actions de série C(1) | 1,322500 | 1,322500 |
1,322500 |
| Actions de série E | 1,348252 | 1,348252 |
1,250000 |
| Actions de série G | 1,060500 | 1,155750 |
1,187500 |
| Actions de série H | 0,994890 | 0,296040 |
— |
| Actions de série I(2) | 1,312500 | 1,312500 |
1,312500 |
| Actions de série K | 1,250000 | 1,250000 |
1,250000 |
| Actions à 4,25 $ de Washington Gas(1) | — | 2,125000 | 2,125000 |
| Actions à 4,80 $ de Washington Gas(1) | — | 2,400000 | 2,400000 |
| Actions à 5,00$de Washington Gas(1) | — | 2,500000 | 2,500000 |
(1) En dollars américains. Les actions privilégiées de Washington Gas ont été rachetées le 20 décembre 2019.
(2) Les actions de série I ont été rachetées le 31 décembre 2020.
Le 10 décembre 2020, AltaGas a annoncé que son conseil d’administration avait approuvé une augmentation de 4 % de ses dividendes annuels sur les actions ordinaires. Les dividendes mensuels versés aux porteurs d’actions ordinaires augmenteront pour s’établir à 0,0833 $ l’action ordinaire (1,00 $ l’action ordinaire annuellement), à compter du dividende de décembre 2020.
Régime de réinvestissement des dividendes et d’achat en espèces facultatif
Le 17 mai 2016, AltaGas a entièrement remplacé son régime de réinvestissement des dividendes existant par le régime Premium Dividend[MC] (le « régime de réinvestissement »). Le régime de réinvestissement comprenait deux composantes : une composante réinvestissement des dividendes et une composante d’achat en espèces facultatif. La composante Premium Dividend[MC] du régime de réinvestissement a été suspendue en décembre 2018. La composante réinvestissement des dividendes et la composante achat en espèces facultatif ont été suspendues en décembre 2019. Le dividende de décembre (payé en janvier 2020) était le dernier dividende admissible au réinvestissement par les actionnaires participants. Le régime de réinvestissement dans son intégralité demeurera suspendu jusqu’à nouvel ordre.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 91
MARCHÉ POUR LA NÉGOCIATION DES TITRES
Le tableau qui suit présente les cours extrêmes des actions ordinaires négociées à la cote de la TSX sous le symbole ALA (de janvier à décembre 2020) et le volume des opérations sur celles-ci, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 21,84 | 19,31 | 34 804 758 |
| Février | 22,74 | 19,55 | 22 458 890 |
| Mars | 21,82 | 8,71 | 54 862 863 |
| Avril | 17,89 | 11,55 | 27 965 615 |
| Mai | 16,91 | 14,70 | 24 319 832 |
| Juin | 16,94 | 14,55 | 26 389 232 |
| Juillet | 17,13 | 15,31 | 23 080 248 |
| Août | 18,35 | 16,76 | 12 660 809 |
| Septembre | 17,53 | 15,87 | 12 677 231 |
| Octobre | 17,75 | 15,53 | 16 327 819 |
| Novembre | 19,13 | 16,81 | 17 571 111 |
| Décembre | 19,56 | 18,25 | 16 959 674 |
Les actions de série A sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.A. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série A de janvier à décembre 2020 et le volume des opérations sur celles-ci, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 16,09 | 14,75 | 94 069 |
| Février | 15,30 | 12,57 | 41 094 |
| Mars | 13,90 | 7,51 | 216 249 |
| Avril | 11,14 | 9,07 | 203 225 |
| Mai | 10,97 | 10,05 | 70 894 |
| Juin | 11,53 | 10,20 | 144 966 |
| Juillet | 12,30 | 10,61 | 122 780 |
| Août | 12,74 | 11,50 | 44 009 |
| Septembre | 12,79 | 11,73 | 62 868 |
| Octobre | 12,55 | 11,50 | 117 485 |
| Novembre | 13,74 | 12,05 | 178 393 |
| Décembre | 14,07 | 13,49 | 227 280 |
Les actions de série B sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.B. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série B et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 16,01 | 14,86 | 31 985 |
| Février | 15,22 | 13,70 | 15 852 |
| Mars | 13,61 | 7,52 | 62 235 |
| Avril | 11,23 | 9,08 | 98 320 |
| Mai | 10,90 | 10,05 | 36 988 |
| Juin | 11,50 | 10,20 | 61 654 |
| Juillet | 12,19 | 10,53 | 29 245 |
| Août | 12,54 | 11,40 | 65 095 |
| Septembre | 12,75 | 11,60 | 45 075 |
| Octobre | 12,31 | 11,40 | 21 382 |
| Novembre | 13,10 | 11,50 | 49 028 |
| Décembre | 14,00 | 12,80 | 38 697 |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 92
Les actions de série C sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.U. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série C (en dollars américains) et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 20,27 | 20,00 | 3 200 |
| Février | 19,59 | 19,00 | 12 230 |
| Mars | 12,78 | 12,00 | 1 400 |
| Avril | 15,00 | 14,80 | 11 972 |
| Mai | 14,00 | 13,89 | 4 570 |
| Juin | 14,65 | 14,51 | 4 700 |
| Juillet | 16,05 | 16,00 | 200 |
| Août | 16,39 | 16,25 | 1 586 |
| Septembre | 16,74 | 16,50 | 2 100 |
| Octobre | 16,39 | 16,04 | 1 350 |
| Novembre | 18,15 | 17,85 | 2 092 |
| Décembre | 19,34 | 18,55 | 1 500 |
Les actions de série E sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.E. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série E et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 20,18 | 19,02 | 178 920 |
| Février | 19,94 | 18,33 | 364 778 |
| Mars | 18,53 | 10,30 | 207 809 |
| Avril | 16,19 | 12,56 | 388 309 |
| Mai | 16,20 | 14,46 | 97 344 |
| Juin | 16,48 | 14,50 | 159 889 |
| Juillet | 16,70 | 14,70 | 62 764 |
| Août | 17,39 | 15,64 | 68 490 |
| Septembre | 17,70 | 16,40 | 76 224 |
| Octobre | 17,12 | 15,98 | 462 816 |
| Novembre | 18,33 | 15,75 | 108 748 |
| Décembre | 19,17 | 18,05 | 215 581 |
Les actions de série G sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.G. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série G et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 18,05 | 17,21 | 112 547 |
| Février | 17,66 | 16,35 | 120 451 |
| Mars | 16,35 | 8,51 | 231 392 |
| Avril | 13,45 | 10,73 | 336 330 |
| Mai | 13,41 | 12,16 | 95 884 |
| Juin | 13,81 | 12,26 | 172 737 |
| Juillet | 15,01 | 12,85 | 126 512 |
| Août | 16,49 | 14,08 | 107 275 |
| Septembre | 16,15 | 14,69 | 61 153 |
| Octobre | 15,65 | 14,54 | 244 659 |
| Novembre | 16,71 | 14,42 | 105 306 |
| Décembre | 18,07 | 16,21 | 316 979 |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 93
Les actions de série H sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.H. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série H et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 18,00 | 16,17 | 5 000 |
| Février | 18,00 | 15,75 | 9 200 |
| Mars | 18,00 | 10,00 | 6 423 |
| Avril | 14,00 | 10,10 | 4 900 |
| Mai | 13,00 | 10,72 | 200 |
| Juin | 13,19 | 11,75 | 155 100 |
| Juillet | 15,00 | 11,83 | 1 600 |
| Août | 15,00 | 12,30 | 300 |
| Septembre | 14,50 | 12,70 | 2 700 |
| Octobre | 15,10 | 12,75 | 900 |
| Novembre | 18,00 | 13,00 | 4 000 |
| Décembre | 18,00 | 13,85 | 2 700 |
Les actions de série I sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.I. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série I et le volume des opérations sur celles-ci de janvier 2020 jusqu’à leur rachat le 31 décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 24,70 | 24,18 | 91 983 |
| Février | 24,70 | 23,75 | 181 461 |
| Mars | 24,05 | 12,00 | 211 830 |
| Avril | 19,92 | 16,53 | 171 661 |
| Mai | 21,56 | 19,41 | 107 815 |
| Juin | 21,73 | 20,35 | 90 501 |
| Juillet | 23,71 | 20,59 | 70 356 |
| Août | 23,91 | 22,01 | 96 871 |
| Septembre | 24,40 | 21,67 | 194 573 |
| Octobre | 23,96 | 23,09 | 120 883 |
| Novembre | 25,30 | 23,20 | 289 739 |
| Décembre | 25,34 | 24,97 | 586 463 |
Les actions de série K sont négociées à la TSX sous le symbole ALA.PR.K. Le tableau suivant indique la fourchette mensuelle des cours des actions de série K et le volume des opérations sur celles-ci de janvier à décembre 2020, publiés par la TSX.
| Mois | Haut | Bas | Volume des opérations |
|---|---|---|---|
| Janvier | 23,31 | 22,72 | 416 492 |
| Février | 23,25 | 22,00 | 123 110 |
| Mars | 22,30 | 12,40 | 348 428 |
| Avril | 19,09 | 16,00 | 125 220 |
| Mai | 20,25 | 18,70 | 117 799 |
| Juin | 20,24 | 18,85 | 99 757 |
| Juillet | 22,46 | 19,34 | 252 669 |
| Août | 22,80 | 20,86 | 94 384 |
| Septembre | 23,40 | 21,72 | 159 904 |
| Octobre | 23,39 | 21,79 | 201 162 |
| Novembre | 24,30 | 22,10 | 219 680 |
| Décembre | 24,60 | 24,05 | 380 108 |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 94
NOTES DE CRÉDIT
Les notes de crédit visent à fournir aux investisseurs une évaluation indépendante de la qualité du crédit d’une émission de titres et donnent une indication de la probabilité de paiement d’une société et de sa capacité et volonté à s’acquitter de ses engagements financiers conformément aux conditions d’une obligation. L’information à propos des notes attribuées à AltaGas se rapporte aux coûts de financement, à la liquidité et aux activités de financement d’AltaGas. Certains facteurs peuvent avoir une incidence sur la disponibilité des options de financement, notamment le contexte et les perspectives des marchés financiers mondiaux, ainsi que le rendement financier d’AltaGas. Les notes et la perspective, établies par des agences de notation comme S&P, DBRS, Fitch et Moody’s, ont une incidence sur l’accès d’AltaGas aux marchés financiers à des taux concurrentiels et une baisse de la note qui lui est attribuée pourrait nuire à ses coûts de financement et à ses émissions futures de titres de créance.
S&P, DBRS, Fitch et Moody’s sont des agences de notation qui attribuent des notes à la qualité du crédit. Les notes que S&P, DBRS et Fitch attribuent aux titres de créance vont de AAA, la note la plus élevée, à D, la note la plus basse. Les notes que Moody’s attribue aux titres de créance vont de AAA, la note la plus élevée, à C, la note la plus basse. S&P, DBRS et Fitch donnent également des notes aux actions privilégiées. La note attribuée par S&P aux actions privilégiées va de P-1, la note la plus élevée, à D, la note la plus basse. La note accordée par DBRS aux actions privilégiées va de Pfd-1, la note la plus élevée, à D, la note la plus basse. La note accordée par Fitch aux actions privilégiées va de AAA, la note la plus élevée, à D, la note la plus basse.
Le tableau qui suit présente les dernières notes de crédit attribuées à AltaGas et à ses filiales :
| Entité | Agence de notation |
Titres de créance notés |
Dernière note |
Commentaires |
|---|---|---|---|---|
| AltaGas | S&P | Note d’émetteur | BBB- | Note confirmée le 2 décembre 2020. |
| Non garantis de premier rang |
BBB- | Note confirmée le 2 décembre 2020. | ||
| Actions privilégiées | P-3 | Note confirmée le 2 décembre 2020. | ||
| DBRS | Note d’émetteur | BBB(bas) | Note confirmée le 8 décembre 2020. | |
| Actions privilégiées | Pfd-3(bas) | Note confirmée le 8 décembre 2020. | ||
| Fitch | Note d’émetteur | BBB | Note confirmée le 3 avril 2020. | |
| Actions privilégiées | BB+ | Note confirmée le 3 avril 2020. | ||
| Washington Gas |
Moody’s | Non garantis de premier rang |
A3 | Note portée à la baisse de A3 à A2 le 30 janvier 2020. Perspective stable ajoutée le 4 février 2020. |
| Papier commercial | P-2 | Note portée à la baisse de P-2 à P-1 le 30 janvier 2020. Perspective stable ajoutée le 4 février 2020. |
||
| S&P | Émetteur et titres de créance non garantis |
A- | Note portée à la hausse de BBB+ à A- le 11 décembre 2019. |
|
| Papier commercial | A-2 | Note confirmée le 11 décembre 2019. | ||
| Fitch | Note d’émetteur | A- | Note confirmée le 3 avril 2020. |
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 95
| Entité | Agence de notation |
Titres de créance notés |
Dernière note |
Commentaires |
|---|---|---|---|---|
| WGL | Moody’s | Non garantis de premier rang |
Baa1 | Note confirmée le 30 janvier 2020, et perspective passée de stable à négative. Perspective passée à stable le 4 février 2020. |
| Papier commercial | P-2 | Note confirmée le 30 janvier 2020 et perspective passée de stable à négative. Perspective passée à stable le 4 février 2020. |
||
| S&P | Note d’émetteur | BBB- | Note confirmée le 11 décembre 2019 et perspective passée de négative à stable. |
|
| Non garantis de premier rang |
BB+ | Note confirmée le 11 décembre 2019. | ||
| Papier commercial | A-3 | Note confirmée le 11 décembre 2019. | ||
| Fitch | Note d’émetteur | BBB | Note confirmée le 3 avril 2020. | |
| SEMCO | Moody’s | Note d’émetteur à long terme |
A3 | Note portée à la hausse de Baa1 à A3 le 22 janvier 2021 avec perspective stable. |
| Billets garantis de premier rang |
A1 | Note portée à la hausse de A2 à A1 le 22 janvier 2021 avec perspective stable. |
||
| S&P | Note d’émetteur à long terme |
BBB | Note portée à la hausse de BBB- à BBB le 12 décembre 2019. |
|
| Billets garantis de premier rang |
A- | Note portée à la hausse de BBB+ à A- le 12 décembre 2019. |
Selon l’échelle de notation de S&P, un débiteur noté BBB est raisonnablement susceptible de respecter ses engagements financiers. Toutefois, des revirements négatifs de conjoncture ou de situation sont davantage susceptibles d’affaiblir la capacité du débiteur de respecter ses engagements financiers. Les notes AA à CCC peuvent être modifiées par l’ajout d’un signe « + » ou d’un signe « – » qui indique la situation relative dans les catégories de notations principales.
Selon l’échelle de notation de DBRS, les titres de créance notés BBB présentent une qualité de crédit acceptable. La capacité de règlement des engagements financiers est considérée comme acceptable, mais peut être sensible aux événements futurs défavorables. Les catégories « élevé » ou « bas » servent à indiquer la situation relative dans une catégorie de notes en particulier.
Selon l’échelle de notation de Fitch, la note BBB indique que le risque de défaillance est actuellement faible. La capacité du débiteur à remplir ses obligations financières est considérée comme adéquate, mais une conjoncture économique défavorable est plus susceptible de nuire à cette capacité.
Selon l’échelle de notation de Moody’s, la note Baa indique que le risque de crédit est modéré. Les obligations auxquelles Moody’s a attribué la note Baa sont considérées comme étant de qualité moyenne et peuvent donc comporter des caractéristiques spéculatives.
La note P-3 de S&P est la troisième des huit catégories de notes attribuées par S&P selon son échelle de notation canadienne des actions privilégiées. La note P-3 correspond directement à la note BB selon son échelle de notation mondiale des actions privilégiées. L’échelle de notation canadienne des actions privilégiées est entièrement liée à l’échelle de notation mondiale des actions privilégiées et il n’existe pas d’autre critère analytique pour l’établissement des notes selon l’échelle de notation canadienne des actions privilégiées. Selon le système d’évaluation de S&P, même si les titres ayant reçu la note P-3 sont considérés comme ayant des caractéristiques spéculatives importantes, ils sont moins
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 96
vulnérables au défaut de paiement que d’autres titres spéculatifs. Cependant, ils sont toujours soumis à d’importantes incertitudes ou à une exposition à une conjoncture commerciale, financière ou économique défavorable qui pourraient faire en sorte que le débiteur ne soit pas en mesure de respecter ses engagements financiers à leur égard. Les désignations « haut » ou « bas » sont utilisées pour indiquer la position relative des notes allant de P-1 à P-5 au sein d’une catégorie principale de notes.
La note Pfd-3 de DBRS est la troisième des six catégories de notes attribuées par DBRS. Selon le système d’évaluation de DBRS, les actions privilégiées ayant reçu la note Pfd-3 sont de bonne qualité. Bien que la protection des dividendes et du capital soit toujours considérée comme acceptable, l’émetteur est plus susceptible d’être touché par des changements défavorables de la conjoncture financière et économique ou d’être soumis à d’autres facteurs défavorables qui diminuent la protection de la créance. La note Pfd-3 est normalement attribuée aux sociétés dont les obligations occupent la position la plus élevée de la catégorie BBB. Les désignations « haut » ou « bas » sont utilisées pour indiquer la position relative d’une note au sein d’une catégorie de notes. L’absence de désignation « haut » ou « bas » indique que la note se situe au centre de la catégorie. La note BB de Fitch indique une grande vulnérabilité au risque de défaut de paiement, en particulier lorsque des changements défavorables surviennent aux conditions commerciales ou économiques au fil du temps; cependant, il existe une certaine marge de manœuvre sur les plans commercial ou financier qui permet l’exécution des engagements financiers.
La note P-2 de Moody’s est la deuxième des quatre catégories de notes attribuées par Moody’s selon son échelle de notation mondiale à court terme. Selon les définitions des notes de Moody’s, les émetteurs qui ont obtenu la note P-2 ont une forte capacité à rembourser leurs dettes à court terme. Les notes P-2 correspondent généralement aux notes A2 à Baa2 selon l’échelle de notation à long terme.
Les notes que les agences de notation attribuent aux titres ne constituent pas des recommandations d’acheter, de conserver ou de vendre des titres dans la mesure où ces notes ne se prononcent pas sur leur cours ou leur pertinence pour un épargnant donné. Rien ne garantit qu’une note sera maintenue pendant une période donnée ou qu’elle ne sera pas éventuellement révisée ou retirée complètement par une agence de notation si, à son avis, les circonstances le justifient.
À l’exception de ce qui est indiqué ci-dessus, ni S&P, DBRS, Fitch et Moody’s n’ont annoncé qu’elles révisaient les notes d’AltaGas ni qu’elles avaient l’intention de les réviser ou de les retirer.
AltaGas verse une rétribution annuelle à S&P, à DBRS, à Fitch et à Moody’s pour leurs services de notation. AltaGas a versé à chacune d’elles leur rémunération respective pour l’attribution des notes indiquées ci-dessus. Au cours des deux dernières années, en plus de la rémunération susmentionnée, AltaGas a versé à S&P, à DBRS, à Fitch et à Moody’s une rémunération pour certains autres services rendus à la Société.
CONTRATS IMPORTANTS
À l’exception des contrats conclus dans le cours normal des activités, les seuls contrats importants qu’AltaGas a conclus au cours du dernier exercice, ou qu’elle a conclus avant celui-ci, mais qui sont toujours importants et en vigueur, sont les suivants :
- L’acte de fiducie intervenu entre AltaGas et Société de fiducie Computershare du Canada en date du 1[er] juillet 2010, dans sa version complétée, et relatif à l’émission et à la vente de BMT dans le cadre du programme de billets à moyen terme d’AltaGas.
AltaGas Ltd. – Notice annuelle 2020 – 97
-
L’acte de fiducie intervenu entre AltaGas et Société de fiducie Computershare du Canada en date du 26 septembre 2017, dans sa version complétée, et relatif à l’émission et à la vente de BMT dans le cadre du programme de billets à moyen terme d’AltaGas;
-
la lettre d’entente intervenue le 15 octobre 2020 entre AIJVLP, SAM et Petrogas relativement à l’acquisition par AltaGas de la participation d’environ 37 % de SAM dans Petrogas.
Un exemplaire de chacun de ces documents a été déposé sur SEDAR à l’adresse www.sedar.com.
MEMBRES DE LA DIRECTION ET AUTRES PERSONNES INTÉRESSÉS DANS DES OPÉRATIONS IMPORTANTES
AltaGas n’a connaissance d’aucun intérêt important, direct ou indirect, d’un administrateur ou d’un dirigeant d’AltaGas, d’un administrateur ou d’un dirigeant d’une société qui est un initié ou une filiale d’AltaGas, ou d’un autre initié d’AltaGas, d’une personne qui a des liens avec une telle personne ou qui est membre de son groupe, dans une opération réalisée depuis le début des trois derniers exercices financiers clos d’AltaGas, ou dans une opération proposée, qui a eu ou qui peut avoir une incidence importante sur AltaGas ou l’une ou l’autre de ses filiales.
POURSUITES
À l’exception de ce qui est indiqué ci-après, AltaGas n’a connaissance d’aucune poursuite importante contre elle ou les membres de son groupe ou qui mettrait en cause leurs biens durant le dernier exercice d’AltaGas. Elle n’a connaissance d’aucune poursuite importante qui serait envisagée. Voir « Facteurs de risque – Litiges ».
-
Antero Resources Corporation (« Antero ») poursuit Washington Gas et WGL Midstream sous prétexte qu’elles n’auraient pas acheté les volumes quotidiens de gaz stipulés. Au 4 avril 2018, Antero réclamait plus de 100 millions de dollars américains en dommages-intérêts. En juin 2019, un procès devant jury a eu lieu devant la cour de comté de Denver (Colorado) pour trancher le litige contractuel concernant la tarification du gaz entre les défenderesses Washington Gas et WGL Midstream et la demanderesse Antero. Le jury a conclu en faveur d’Antero et lui a accordé environ 96 millions de dollars américains en dommages-intérêts, dont environ 11 millions de dollars américains imposés à Washington Gas et le reste à WGL Midstream. Les défenderesses ont interjeté appel du jugement le 16 août 2019. Le 10 décembre 2020, la cour d’appel du Colorado a rendu un jugement inédit confirmant la décision du tribunal de première instance. Les dommages-intérêts ont été payés en entier en février 2021, et un certificat d’exécution de jugement a été déposé à la cour.
-
À la suite de l’audition du National Transportation and Safety Board sur l’explosion et l’incendie survenus le 10 août 2016 dans un complexe d’appartements à Silver Spring, au Maryland, le 5 septembre 2019, la PSC du Maryland a ordonné à Washington Gas de fournir : (i) une réponse détaillée aux conclusions du NTSB sur la cause probable; (ii) la preuve de l’état d’avancement d’un programme de 2003 visant le remplacement de régulateurs au mercure et, si le programme n’était pas encore terminé, les raisons qui empêcheraient la PSC du Maryland d’imposer une amende administrative à Washington Gas (l’ordonnance de justification). Après plusieurs auditions tenues en 2019 et en 2020, le 18 décembre 2020, la PSC du Maryland a conclu que Washington Gas avait omis de déposer des rapports annuels informant la PSC du Maryland de l’état d’avancement du programme de Washington Gas et a imposé une pénalité de 750 000 $ US à Washington Gas
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pour la violation de ses obligations d’information. La PSC du Maryland a jugé que les conclusions du NTSB sur la cause probable constituaient des ouï-dire et ne pouvaient être admises au dossier, et que le NTSB n’avait pas mené sa propre enquête sur la source de l’explosion. La PSC du Maryland n’est parvenue à aucune conclusion relative à la sécurité dans l’affaire, mais a toutefois constaté que Washington Gas s’était engagée envers les autorités à remplacer tous les régulateurs au mercure. Washington Gas a payé la pénalité de 750 000 $ US en janvier 2021 et estime être libérée de toute autre responsabilité en lien avec la décision rendue par la PSC du Maryland. Dans son ordonnance du 18 décembre 2020, la PSC du Maryland a aussi conclu que le plan d’exécution proposé par Washington Gas pour remplacer tous les régulateurs au mercure restants dans les cinq ans suivant la réalisation d’une enquête sur les régulateurs au mercure répond de manière adéquate à la nécessité de remplacer tous les régulateurs au mercure restants dans le Maryland, et est dans l’intérêt du public. Les coûts du programme d’exécution proposé ne sont pas encore connus, et le recouvrement de ces coûts doit faire l’objet d’une demande tarifaire ultérieure.
APPLICATION DE LA LOI
AltaGas n’a connaissance : (i) d’aucune pénalité ou sanction qui lui aurait été imposée par un tribunal en vertu de la législation en valeurs mobilières ou par une autorité en valeurs mobilières pendant son dernier exercice; (ii) d’aucune autre pénalité ou sanction qui lui aurait été imposée par un tribunal ou une autorité de réglementation et qui serait susceptible d’être considérée comme importante par un investisseur raisonnable ayant à prendre une décision de placement. Pendant son dernier exercice, AltaGas n’a conclu aucun règlement amiable, devant un tribunal, se rapportant à la législation en valeurs mobilières ou avec une autorité en valeurs mobilières.
INTÉRÊTS DES EXPERTS
L’auditeur de la Société est le cabinet de comptables agréés Ernst & Young s.r.l., 2200 – 215 2nd Street SW, Calgary (Alberta) T2P 1M4. Ernst & Young s.r.l. sont indépendants au sens du code de déontologie des Chartered Professional Accountants of Alberta.
INFORMATION SUPPLÉMENTAIRE
D’autres informations, y compris l’information sur la rémunération des dirigeants et des administrateurs et les prêts qui leur ont été consentis, les principaux porteurs des titres d’AltaGas, les options d’achat d’actions, de même que la participation des initiés dans des opérations importantes, le cas échéant, sont présentées dans la circulaire de sollicitation de procurations d’AltaGas relative à la dernière assemblée annuelle de ses actionnaires à laquelle des administrateurs ont été élus.
De l’information financière supplémentaire figure dans les états financiers consolidés audités d’AltaGas au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date et dans le rapport de gestion pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.
La Société dépose régulièrement tous les documents requis sur SEDAR et sur son site Web. Les utilisateurs d’Internet peuvent obtenir ces documents sur le site Web de SEDAR à www.sedar.com. Le site Web d’AltaGas se trouve au www.altagas.ca, mais ce site Web n’est pas intégré par renvoi dans la présente notice annuelle.
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AGENTS DES TRANSFERTS ET AGENTS CHARGÉS DE LA TENUE DES REGISTRES
L’agent chargé de la tenue des registres et agent des transferts des actions ordinaires et des actions privilégiées est Services aux investisseurs Computershare Inc., Home Oil Tower 800, 324 -8th Avenue SW, Calgary (Alberta) T2P 2Z2, tél. : 1 800 564-6253.
L’agent chargé de la tenue des registres et fiduciaire des BMT d’AltaGas est Société de fiducie Computershare du Canada, Home Oil Tower 800, 324 -8th Avenue SW, Calgary (Alberta) T2P 2Z2, tél. : 1 800 564-6253.
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ANNEXE A : RÈGLES DU COMITÉ D’AUDIT
I. Objectif
Le conseil d’administration (le « conseil ») d’AltaGas Ltd. (« AltaGas » ou la « Société ») a mis sur pied un comité d’audit (le « comité »). Le comité s’acquitte des tâches que le conseil lui délègue afin de l’aider à remplir son rôle de supervision de la communication de l’information financière. Ce rôle de supervision comprend l’examen de la qualité et de l’intégrité des états financiers de la Société, de la communication de l’information financière et des contrôles internes régissant la communication de l’information financière; l’examen des compétences, de l’indépendance et du rendement des auditeurs externe et interne; l’évaluation des risques de la Société liés à la présentation de l’information financière et d’autres risques d’entreprise.
II. Composition
Le conseil élit parmi ses membres au moins trois (3) administrateurs devant siéger au comité (les « membres ») et nomme un des membres président du comité. Chaque membre doit :
Chaque membre doit respecter les critères suivants :
-
être indépendant conformément au Règlement 52-110 sur le comité d’audit des Autorités canadiennes en valeurs mobilières (le « Règlement 52-110 ») et conformément aux règles de la SEC si AltaGas est, à ce moment, un émetteur inscrit auprès de la SEC;
-
posséder des compétences financières conformément au Règlement 52-110.
Tant que la Société possède une catégorie de titres inscrits en vertu de l’article 12 de la loi des États-Unis intitulée Securities Exchange Act of 1934 (la « Loi de 1934 ») ou qu’elle est tenue de déposer les rapports exigés par le paragraphe 15(d) de la Loi de 1934 (un « émetteur inscrit auprès de la SEC »), au moins un membre doit être un « expert financier », au sens donné au terme audit committee financial expert dans les règles de la SEC applicables.
Aucun membre n’est un dirigeant ou un employé d’AltaGas, d’une filiale d’AltaGas ou d’un membre du même groupe qu’AltaGas.
Chaque membre demeure en fonction jusqu’à sa démission ou son remplacement. Tout membre peut être révoqué ou remplacé à tout moment par le conseil et cesse d’être membre dès qu’il cesse d’être administrateur de la Société. Toute vacance au comité d’audit est comblée par le conseil selon les recommandations du comité de gouvernance, pour autant que le candidat proposé respecte les critères indiqués ci-dessus (et soit un « expert financier », si besoin est). Pourvu que le comité compte trois membres, dont un « expert financier » au besoin, il pourra poursuivre ses activités même en cas de vacance. Avant de nommer un membre au comité, le conseil tient compte du nombre d’autres comités d’audit où le candidat proposé siège.
Le secrétaire général d’AltaGas est le secrétaire du comité, à moins de décision contraire du comité.
III. Réunions
Le comité doit se réunir au moins quatre fois par année aux dates, heures et endroits qu’indique son président ou dès qu’une réunion est demandée par un membre, par le conseil ou par un membre de la direction de la Société. Un avis précédant d’au moins vingt-quatre (24) heures chaque réunion ainsi qu’un exemplaire de l’ordre du jour proposé doivent
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être donnés à chaque membre. Les membres peuvent renoncer à l’avis d’une réunion de quelque manière que ce soit, notamment par leur présence à la réunion. Les membres de la direction de la Société, d’une filiale de la Société ou d’un membre du groupe de la Société doivent assister aux réunions dès qu’un membre le demande. Le comité a le droit de déterminer qui sera présent à quelque moment que ce soit pendant une de ses réunions.
Une réunion du comité est dûment convoquée si la majorité des membres sont présents. Les membres peuvent participer à une réunion du comité au moyen de communications téléphoniques, électroniques ou autres permettant à toutes les personnes participant à la réunion de communiquer adéquatement entre elles, et un membre participant à une telle réunion par de tels moyens est réputé être présent à cette réunion.
En l’absence du président du comité, les membres peuvent choisir l’un d’entre eux pour présider la réunion. L’auditeur externe doit recevoir un avis écrit de toutes les réunions du comité et avoir la possibilité d’assister à chaque réunion portant sur la présentation de l’information financière.
Le comité se réunit à huis clos sans la direction, avec l’auditeur interne et l’auditeur externe selon ce que les membres jugent opportun.
Le secrétaire général de la Société ou une personne désignée par le secrétaire général, avec l’accord du président du comité, tient le procès-verbal de toutes les réunions du comité.
IV. Fonctions et responsabilités du président
Le président du comité est responsable de ce qui suit :
1. assurer la direction du comité et aider le comité à revoir et surveiller ses responsabilités;
2. collaborer avec la direction à l’établissement des ordres du jour;
3. voir à ce que le comité détienne, dans la mesure du possible, toute l’information nécessaire à l’accomplissement de ses fonctions et responsabilités;
4. présider les réunions et voir à leur déroulement efficace et ordonné;
5. signaler au comité toute question relative aux finances, à la comptabilité ou à un cas de détournement portée à sa connaissance;
6. faciliter le partage d’information avec les autres comités du conseil, au besoin, au sujet des questions d’intérêt commun;
7. faire part au conseil des activités, des décisions et des recommandations du comité après chaque réunion.
V. Fonctions et responsabilités du comité
Le comité se voit déléguer par le conseil, conformément à la Loi canadienne sur les sociétés par actions , aux statuts et au règlement administratif de la Société et à la réglementation des autorités compétentes le pouvoir de s’acquitter des fonctions suivantes :
Présentation de l’information financière et communications publiques
1. Approuver et recommander au conseil les états financiers consolidés, y compris le rapport de gestion.
2. Examiner l’analyse faite par la direction et l’auditeur externe de l’information financière produite à l’occasion de l’établissement des états financiers consolidés.
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3. Approuver l’information financière et les questions financières connexes figurant dans les documents publics, y compris l’information sur les états financiers audités et non audités ainsi que la nomination, les services ou les honoraires de l’auditeur externe, notamment l’information contenue dans les communiqués annuels et intermédiaires sur les résultats financiers, les prospectus, les notices annuelles et les circulaires de sollicitation de procurations.
4. S’assurer que des mécanismes adéquats sont en place qui permettent l’examen de l’information financière communiquée au public et revoir périodiquement la validité de ces mécanismes.
5. Approuver toute modification importante des principes et procédures comptables de la Société.
6. Examiner les rapports des auditeurs et du comité d’audit ou du conseil d’administration des filiales qui produisent des états financiers audités en ce qui a trait à l’information financière de ces filiales.
Auditeurs externes
7. Chaque année, approuver et recommander au conseil la nomination de l’auditeur externe, qui doit être approuvée par les actionnaires.
8. Approuver et recommander au conseil la reconduction ou la fin du mandat de l’auditeur externe de la Société.
9. Approuver la lettre de mission annuelle de l’auditeur externe, notamment les honoraires d’audit proposés à payer par la Société et ses filiales.
10. Examiner et approuver au préalable tous les services non liés à l’audit que l’auditeur externe fournira à la Société et à ses filiales.
11. Approuver les politiques de la Société concernant l’embauche des associés et employés actuels et anciens des auditeurs externes.
12. Examiner l’expérience et les qualifications de l’équipe d’audit et évaluer le rendement et l’efficacité de l’auditeur externe dans la prestation de ses services.
13. Examiner le rapport portant sur l’indépendance de l’auditeur rédigé par l’auditeur externe chaque année, rapport qui doit délimiter les liens entre l’auditeur externe et la Société ainsi que ses filiales, et établir si l’auditeur est indépendant.
14. Examiner et approuver au préalable les plans d’audit de l’auditeur externe (et leurs modifications) et établir leur compatibilité avec le plan d’audit interne.
15. Superviser le travail de l’auditeur externe dans l’établissement de son rapport, résoudre au besoin tout différend entre la direction et l’auditeur portant sur la communication de l’information financière.
16. Examiner chaque année un rapport sur la procédure interne de contrôle de la qualité de l’auditeur externe et examiner d’autres rapports de l’auditeur externe au besoin.
17. Rencontrer régulièrement l’auditeur externe en l’absence de la direction pour discuter de questions d’intérêt, notamment des questions que l’auditeur externe recommande de porter à l’attention du comité ou du conseil.
Auditeur interne
18. Examiner les responsabilités, le budget et le personnel de la fonction d’audit interne de la Société.
19. Approuver les règles d’audit interne et le plan d’audit interne de même que les modifications qui y sont apportées.
20. Évaluer le rendement et l’efficacité de la fonction d’audit interne et participer à la planification de la relève du chef de l’audit interne.
21. Examiner les rapports établis périodiquement par le chef de l’audit interne sur les activités d’audit interne, concernant notamment tout désaccord important entre l’auditeur interne et les membres de la direction.
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22. Recevoir les résumés de rapports importants destinés à la direction et établis par les auditeurs internes ainsi que les réponses de la direction (ou les rapports complets, sur demande).
23. Rencontrer régulièrement l’auditeur interne en l’absence de la direction pour discuter de questions d’intérêt, notamment des questions que l’auditeur interne recommande de porter à l’attention du conseil.
Contrôles internes sur l’information financière et contrôles de la communication de l’information
24. Examiner le caractère adéquat et l’efficacité des politiques et des procédures en matière de comptabilité et de contrôle interne, notamment le contrôle interne de la communication de l’information financière, au moyen de discussions avec l’auditeur externe, les membres de la direction et l’auditeur interne, notamment en ce qui a trait à la capacité des plans d’audit interne et externe de repérer les faiblesses dans les politiques de contrôle interne, la fraude et d’autres actes illégaux.
25. Vérifier l’efficacité des procédures relatives à la réception, à la conservation et à la résolution des plaintes liées aux questions de comptabilité, de contrôles comptables internes ou d’audit, et examiner les plaintes soulevées par les employés et d’autres personnes concernant des questions de comptabilité, de contrôles comptables internes, de communication de l’information financière ou d’audit ou par ailleurs touchant des questions qui relèvent du mandat du comité.
26. Examiner les rapports périodiques de la direction sur le caractère adéquat et l’efficacité des politiques et des procédures de la Société relatives au contrôle de la communication de l’information.
27. Examiner avec la direction et l’auditeur externe les attestations et leurs rapports qu’ils doivent fournir dans les documents exigés par la SEC à propos des contrôles internes de la Société sur la communication de l’information financière et des règles et procédures de communication, la pertinence de ces mécanismes et toute mesure corrective prise pour remédier à des lacunes ou à des faiblesses importantes détectées dans le contrôle interne de la communication de l’information financière.
Gestion des risques
28. Chaque trimestre, examiner les procédures de gestion des risques d’entreprise de la Société, y compris les procédures liées à l’identification des risques importants par la direction et aux méthodes d’analyse des risques.
29. Chaque trimestre, examiner les rapports de la direction sur l’exposition aux risques financiers, y compris le risque sur marchandises, le risque de contrepartie et le risque de crédit, ainsi que les procédures et les pratiques de la direction en matière d’atténuation des risques.
30. Examiner les rapports périodiques de la direction sur l’état des litiges, des réclamations et des éventualités importants.
31. Examiner les aspects financiers des opérations de la Société qui mettent en cause des personnes apparentées (à l’exception des filiales en propriété exclusive).
32. Examiner les mécanismes de la Société qui visent à repérer et gérer les risques liés aux données, les cyberrisques et autres risques liés à la technologie de l’information et les procédures pour élaborer des programmes et des pratiques en matière de sécurité des données.
33. Examiner les programmes d’assurance de la Société.
Politiques et mandat
34. Examiner les principales politiques applicables au mandat du comité et recommander des changements.
35. Chaque année, revoir le mandat du comité et recommander des changements.
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Régimes de retraite et avantages sociaux
36. Surveiller les aspects financiers des régimes de retraite et d’avantages sociaux dont la gestion et l’administration a été déléguée au comité sur la retraite et l’épargne (le « CRE ») de la direction.
37. Examiner, au moins une fois par an, les activités de gestion financière du CRE, y compris les niveaux de financement, les décisions d’investissement et les changements apportés aux hypothèses d’évaluation par le CRE.
38. Examiner les changements proposés aux régimes de retraite ou d’avantages sociaux qui pourraient avoir une incidence sur les questions financières touchant ces régimes; faire des recommandations au comité des ressources humaines et de la rémunération à cet égard.
39. Approuver l’information financière nécessaire au calcul des indicateurs financiers utilisés pour évaluer le rendement en vue de l’application des régimes de rémunération incitative et les fonds de financement en vue de l’application des régimes de rémunération, et faire rapport à cet égard au comité des ressources humaines et de la rémunération.
Autres
40. Examiner les critères de solvabilité et de liquidité utilisés pour justifier la déclaration de dividendes par la Société.
41. Examiner les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations découlant des mises hors service, remises en état et restaurations.
42. Se faire informer des nouveautés d’importance concernant les politiques fiscales, les mesures de planification fiscale et les cotisations ou audits fiscaux.
43. Examiner les mécanismes employés par la direction pour obtenir la certification prévue par la Loi sur les mesures de transparence dans le secteur extractif (Canada), le cas échéant.
44. Examiner, approuver ou recommander toute autre question qui est jugée nécessaire ou utile dans l’exécution du mandat du comité ou que le conseil lui délègue.
VI. Experts et conseillers externes
Le comité est autorisé, lorsqu’il le juge nécessaire ou souhaitable, à se faire conseiller par un avocat indépendant, un expert externe ou tout autre conseiller, aux frais de la Société.
VII. Fiabilité
À moins d’avoir connaissance du contraire (ce qu’il doit signaler au conseil sans délai), chaque membre du comité est autorisé (i) à considérer comme intègres les personnes ou organismes qui lui donnent des renseignements, qu’ils soient liés à la Société ou non, (ii) à considérer comme exacts les renseignements financiers et autres renseignements que ces personnes ou ces organismes donnent au comité et (iii) à se fier aux déclarations faites par la direction et l’auditeur externe à l’égard des technologies de l’information, des services d’audit interne et des services qui ne sont pas liés à l’audit fournis par l’auditeur externe à la Société et à ses filiales.
VIII. Calendrier du comité
Les principales activités du comité seront énoncées dans un calendrier annuel.
Approuvé par le conseil le 29 juillet 2020.
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