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CU Inc. Management Reports 2025
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Management Reports
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CU INC.
RAPPORT DE GESTION
PÉRIODE DE NEUF MOIS CLOSE LE 30 SEPTEMBRE 2025
Le présent rapport de gestion vise à permettre aux lecteurs de comprendre les principaux événements touchant l'exploitation et les finances de CU Inc. (« nous », « notre », « nos » ou la « société ») qui se sont produits au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2025 et qui ont eu une incidence sur ses résultats.
Ce rapport de gestion a été établi en date du 6 novembre 2025 et doit être lu à la lumière des états financiers consolidés intermédiaires non audités de la société pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025. Des informations complémentaires, y compris les rapports de gestion précédents, la notice annuelle et les états financiers consolidés audités de l'exercice clos le 31 décembre 2024 de la société sont accessibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca. Les informations présentées dans le rapport de gestion de 2024 qui demeurent essentiellement inchangées ne sont pas analysées dans le présent rapport de gestion.
La société est contrôlée par Canadian Utilities Limited (« Canadian Utilities » ou « CU »), laquelle est contrôlée par ATCO Ltd. (« ATCO ») et par son actionnaire contrôlant, Sentgraf Enterprises Ltd., dont la famille Southern est l'actionnaire contrôlant.
Les termes employés dans le présent rapport de gestion sont définis dans le glossaire qui figure à la fin du présent document.
TABLE DES MATIÈRES
Page
Performance des entreprises de services publics 2
Faits récents 4
Faits récents d'ordre réglementaire 4
Mises à jour sur les politiques et la réglementation 5
Durabilité 7
Autres charges et produits 7
Situation de trésorerie et sources de financement 8
Capital-actions 10
Informations trimestrielles 11
Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR 12
Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période 13
Autres informations financières 19
Glossaire 21
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
PERFORMANCE DES ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS
PRODUITS DES ACTIVITÉS ORDINAIRES
Les produits des activités ordinaires se sont chiffrés à 656 M$ et à 2 277 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, soit une hausse de 11 M$ et de 56 M$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2024. Cette hausse des produits des activités ordinaires s'explique essentiellement par l'accroissement de la base de tarification. L'augmentation des produits des activités ordinaires a été en partie contrebalancée par la diminution du rendement des capitaux propres (« RCP ») après la mise à jour annuelle de la formule du RCP approuvée par l'Alberta Utilities Commission (« AUC »), qui fixe le RCP de 2025 à 8,97 pour cent, contre 9,28 pour cent en 2024, ainsi que par la réalisation d'un financement au titre du mécanisme de report d'efficacité (« MRE ») correspondant à un RCP additionnel d'au plus 0,5 pour cent en 2024 pour les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel. En outre, l'augmentation des produits des activités ordinaires a été en partie contrebalancée par le début des remboursements de 35 M$ et de 36 M$ aux clients des entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel, respectivement, sur la période du 1er septembre 2025 au 28 février 2026, par suite de la décision sur la deuxième étape du processus de réouverture de la RFR2 rendue par l'AUC au deuxième trimestre de 2025. La société a obtenu l'autorisation d'en appeler de la décision, et l'appel sera entendu en avril 2026.
RÉSULTAT AJUSTÉ
| Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (en millions de dollars) | 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation |
| Électricité | ||||||
| Distribution d'électricité 1) | 39 | 36 | 3 | 117 | 104 | 13 |
| Transport d'électricité 1) | 44 | 47 | (3) | 133 | 143 | (10) |
| Total – Électricité 1) | 83 | 83 | - | 250 | 247 | 3 |
| Gaz naturel | ||||||
| Distribution de gaz naturel 1) | (27) | (25) | (2) | 70 | 73 | (3) |
| Transport de gaz naturel 1) | 28 | 21 | 7 | 81 | 67 | 14 |
| Total – Gaz naturel 1) | 1 | (4) | 5 | 151 | 140 | 11 |
| Financement et autres activités et éliminations intersectorielles 1) | (6) | 6 | (1) | (15) | 14 | |
| Total – Entreprises de services publics 2) | 84 | 73 | 11 | 400 | 372 | 28 |
1) Mesures financières non conformes aux PCGR (au sens attribué dans le Règlement 52-112 sur l'information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d'autres mesures financières (le « Règlement 52-112 »)). Le bénéfice pour la période est la mesure la plus directement comparable présentée conformément aux Normes internationales d'information financière (« IFRS »). Se reporter aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice pour la période » du présent rapport de gestion.
2) Total des mesures sectorielles (au sens attribué dans le Règlement 52-112). Le bénéfice pour la période constitue la mesure la plus directement comparable présentée conformément aux IFRS. Se reporter aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice pour la période » du présent rapport de gestion.
Le résultat ajusté des entreprises de services publics s'est établi à 84 M$ et à 400 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 11 M$ et de 28 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et des économies de coûts. L'augmentation du résultat a été en partie contrebalancée par la diminution du RCP de 2025, qui est établi à 8,97 pour cent, contre 9,28 pour cent en 2024, ainsi que par la réalisation d'un financement au titre du MRE correspondant à un RCP additionnel d'au plus 0,5 pour cent en 2024 pour les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Les paragraphes ci-après fournissent des informations plus détaillées sur les activités et les résultats financiers des entreprises de services publics.
Distribution d'électricité
L'entreprise de distribution d'électricité fournit des services réglementés de distribution d'électricité ainsi que de production décentralisée principalement dans le nord et le centre-est de l'Alberta, au Yukon, dans les Territoires du Nord-Ouest et dans la région de Lloydminster en Saskatchewan.
Le résultat ajusté de l'entreprise de distribution d'électricité s'est établi à 39 M$ et à 117 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 3 M$ et de 13 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, surtout en raison de l'accroissement de la base de tarification, du calendrier des économies de coûts et des ajustements d'impôts comptabilisés en 2024 et en 2025, qui ont été en partie contrebalancés par la réalisation d'un financement au titre du MRE en 2024 et la diminution du RCP en 2025.
Transport d'électricité
L'entreprise de transport d'électricité fournit des services de transport d'électricité principalement dans le nord et le centre-est de l'Alberta et dans la région de Lloydminster en Saskatchewan. L'entreprise de transport d'électricité est l'exploitant d'Alberta PowerLine, une ligne de transport d'électricité de 500 km entre Wabamun (près d'Edmonton) et Fort McMurray, en Alberta, aux termes d'un contrat de 35 ans.
Le résultat ajusté de l'entreprise de transport d'électricité s'est établi à 44 M$ et à 133 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en baisse de 3 M$ et de 10 M$ comparativement à celui des périodes correspondantes de 2024, principalement en raison de la diminution du RCP en 2025.
Distribution de gaz naturel
L'entreprise de distribution de gaz naturel dessert des municipalités ainsi que des clients résidentiels, commerciaux et industriels en Alberta et dans la région de Lloydminster en Saskatchewan.
Le résultat ajusté de l'entreprise de distribution de gaz naturel pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 a diminué de 2 M$ et de 3 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, surtout en raison de la réalisation d'un financement au titre du MRE en 2024 et de la diminution du RCP en 2025, contrebalancées en partie par l'accroissement de la base de tarification et par des économies de coûts.
Transport de gaz naturel
Dans le cadre des activités de transport de gaz naturel, le gaz naturel qui circule dans le réseau de pipelines provient de diverses installations de traitement du gaz ainsi que d'autres réseaux de transport de gaz naturel, et il est transporté vers les utilisateurs finaux en Alberta ou vers d'autres réseaux de pipelines.
Le résultat ajusté de l'entreprise de transport de gaz naturel s'est établi à 28 M$ et à 81 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 7 M$ et de 14 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et des économies de coûts, contrebalancées en partie par la diminution du RCP en 2025.
FINANCEMENT ET AUTRES ACTIVITÉS ET ÉLIMINATIONS INTERSECTORIELLES
Compte tenu des éliminations intersectorielles, le résultat ajusté du secteur Financement et autres activités pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 a augmenté de 6 M$ et de 14 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, surtout en raison de l'accroissement des produits d'intérêts sur les placements en trésorerie.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
FAITS RÉCENTS
Projets d'infrastructures des entreprises de services publics
ATCO Energy Systems poursuit ses deux grands projets d'infrastructures des entreprises de services publics : le projet de pipeline de Yellowhead (le « projet Yellowhead »), mené par l'entreprise de transport de gaz naturel et le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur, mené par l'entreprise de transport d'électricité.
- Le projet Yellowhead est un pipeline de gaz naturel sous haute pression d'environ 235 kilomètres qui représente des dépenses estimées à 2,9 G$, ce qui le classerait comme étant de catégorie iii avec une exactitude prévue d'environ 20 pour cent, et tout augure bien pour que sa construction commence en 2026, sous réserve de l'obtention des approbations requises de l'AUC et de la société. Au troisième trimestre de 2025, l'AUC a approuvé la demande d'évaluation des besoins pour le projet. Cette approbation, qui constitue l'un des deux principaux dépôts réglementaires devant être approuvés par l'AUC pour que le projet puisse aller de l'avant, marque une étape importante dans le développement de l'infrastructure énergétique de l'Alberta. ATCO Energy Systems a déposé une demande distincte pour une centrale le 4 novembre 2025 afin d'obtenir l'approbation de l'AUC pour la construction et l'exploitation de l'infrastructure physique.
La société prévoit financer le développement de Yellowhead au moyen de la structure du capital réglementée, qui est composée à 63 pour cent de titres de créance réglementés et à 37 pour cent de titres de participation. Nous continuons de conclure des partenariats avec des partenaires autochtones, qui pourraient détenir une participation dans le projet allant jusqu'à 30 pour cent.
- Le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur est une ligne de transport de 135 km et de 240 kV. L'entreprise de transport d'électricité construit une portion de 85 km, et AltaLink LP construit l'autre portion de 50 km. L'entreprise de transport d'électricité a terminé la période de construction d'hiver au premier trimestre de 2025 et a progressé relativement aux offres concernant les travaux de génie civil, les travaux structurels et les travaux d'électricité de la sous-station; et la période de construction d'automne a commencé au troisième trimestre de 2025. La portion de 85 km de la ligne de transport de l'entreprise de transport d'électricité devrait entrer en service d'ici juin 2026, et les dépenses liées au projet sont estimées à environ 255 M$. Ce projet fournira plus de 1 500 mégawatts au réseau électrique de l'Alberta, contribuera à l'intégration de l'énergie renouvelable dans la province et permettra de transporter de l'électricité dans les comtés de Red Deer, de Lacombe et de Stettler.
FAITS RÉCENTS D'ORDRE RÉGLEMENTAIRE
QUESTIONS COURANTES
Réouverture de la deuxième génération de réglementation fondée sur le rendement (« RFR2 »)
En juin 2023, l'AUC a entamé un processus pour les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel, car le résultat des deux entreprises de services publics a déclenché la clause de réouverture en 2022, soit la dernière année de la RFR2. La clause de réouverture de la RFR2 a été déclenchée, car le résultat des deux entreprises de services publics s'est écarté de +/- 500 points de base du RCP approuvé sur un an ou de +/- 300 points de base sur deux ans de suite.
Le 22 mai 2024, l'AUC a rendu sa décision de rouvrir la RFR2 et est passée à la deuxième étape du processus (la « décision sur la première étape »). L'AUC a déclaré que les entreprises de distribution n'avaient pas été en mesure de quantifier ou d'attribuer tous les gains d'efficacité réalisés sous la RFR2 à des programmes ou des initiatives spécifiques. Un appel a été déposé auprès de la Cour d'appel de l'Alberta au sujet de la décision sur la première étape du processus.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Le 28 mai 2025, l'AUC a rendu sa décision sur la deuxième étape du processus de réouverture de la RFR2 prévoyant un remboursement de 35 M$ aux clients de l'entreprise de distribution d'électricité et de 36 M$ à ceux de l'entreprise de distribution de gaz naturel sur une période de six mois allant du 1er septembre 2025 au 28 février 2026. Une demande de révision et de modification de la décision sur la deuxième étape ainsi qu'une demande de permission d'appeler de cette décision ont été déposées respectivement auprès de l'AUC et de la Cour d'appel de l'Alberta le 27 juin 2025. Le 22 septembre 2025, la demande de permission d'appeler de la décision sur la deuxième étape a été accordée par la Cour d'appel de l'Alberta. Les appels pour la première et la deuxième étape ont été combinés en un seul processus d'appel auprès de la Cour d'appel de l'Alberta, et cet appel sera entendu en avril 2026. Le 6 octobre 2025, l'AUC a rejeté la demande de révision et de modification de la décision sur la deuxième étape.
Les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel ont été les seules entreprises de services publics en Alberta à baisser leurs taux en 2023 en raison des gains d'efficacité transférés aux clients. L'exigence de suivre les économies de coûts à un niveau très détaillé après les faits ne correspond pas aux principes de la RFR ainsi qu'aux positions antérieures de l'AUC. Étant donné que les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel sont en processus d'appel auprès de la Cour d'appel de l'Alberta pour les décisions sur la première et la deuxième étape du processus de réouverture de la RFR2 et que la société est d'avis qu'il est plus probable qu'improbable qu'elle aura gain de cause, les décisions liées à la réouverture de la RFR2 n'ont pas été prises en compte dans la comptabilisation du résultat ajusté de 2025.
Transport de gaz naturel
Demande générale de hausse tarifaire pour les exercices 2026 à 2028
Le 22 septembre 2025, ATCO Pipelines a déposé sa demande générale de hausse tarifaire auprès de l'AUC afin de déterminer les besoins en produits des activités ordinaires pour la période de test de 2026 à 2028. La demande vise l'approbation de besoins en produits des activités ordinaires de 381 M$, de 489 M$ et de 680 M$ pour les exercices 2026, 2027 et 2028, respectivement. L'augmentation des montants au cours de la période de test est en grande partie liée au projet Yellowhead. ATCO Pipelines demande un compte de report afin de gérer les incertitudes liées au projet Yellowhead ainsi que des mesures d'allégement de la dette pendant la construction. L'allégement temporaire de la dette pourrait se faire de trois façons : une majoration temporaire de 1 pour cent du RCP pour 2026 et 2027, une majoration temporaire de 2 pour cent du ratio des capitaux propres estimé pour 2026 et 2027 et l'inclusion des travaux de construction en cours dans la base de tarification.
Projet de pipeline de Yellowhead
Le 21 août 2025, l'AUC a rendu une décision approuvant la demande d'évaluation des besoins d'ATCO Pipelines pour le projet Yellowhead. La décision confirme le besoin de construire un pipeline sous haute pression d'environ 235 kilomètres allant de la région de Peers à Fort Saskatchewan, qui entrerait en service au quatrième trimestre de 2027. Selon l'estimation actuelle, l'option choisie occasionnerait des dépenses en immobilisations d'environ 2,9 G$, ce qui le classerait comme étant de catégorie iii avec une exactitude prévue d'environ 20 pour cent. L'incidence sur les coûts et les besoins en produits des activités ordinaires sera examinée dans le cadre de la demande générale de hausse tarifaire pour les exercices 2026 à 2028. Une demande distincte pour une centrale a été déposée auprès de l'AUC le 4 novembre 2025 afin de traiter des enjeux liés à l'acheminement et à l'environnement avant la construction. Nous continuons également de conclure des partenariats avec des partenaires autochtones.
MISES À JOUR SUR LES POLITIQUES ET LA RÉGLEMENTATION
Nous collaborons de façon constructive avec tous les ordres de gouvernement pour préconiser l'adoption de politiques et de règlements habilitants et cerner les obstacles à l'adoption de solutions rentables à l'échelle de l'économie.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Nous participons à un grand nombre de discussions, et les exemples qui suivent illustrent comment nous concentrons nos efforts sur les politiques ou les règlements les plus pertinents pour nos projets existants ou prévus.
CANADA
Bureau des grands projets
Le 29 août 2025, le gouvernement fédéral a annoncé le lancement du Bureau des grands projets (« BGP »). Établi en vertu de la Loi visant à bâtir le Canada, entrée en vigueur le 26 juin 2025, le BGP vise à soutenir l'avancement des projets d'édification de la nation du gouvernement fédéral. Le siège social du BGP sera situé à Calgary, et des bureaux devraient ouvrir dans d'autres grandes villes canadiennes. Son mandat consistera notamment à simplifier et à accélérer les processus d'approbation réglementaire de manière à s'assurer que les projets sont approuvés dans un délai de deux ans, ainsi qu'à aider à structurer et à coordonner le financement de ces projets, au besoin. Le BGP tentera d'attirer des capitaux canadiens et internationaux pour ces grands projets en aidant à coordonner le financement du secteur privé, des partenaires provinciaux et territoriaux et des initiatives gouvernementales, y compris la Banque de l'infrastructure du Canada, le Fonds de croissance du Canada et le Programme de garanties de prêts pour les Autochtones. Dawn Farrell a été nommée première dirigeante du BGP.
Le 11 septembre 2025, le BGP a annoncé une première tranche de cinq projets d'édification de la nation, qui devraient passer rapidement à travers le processus réglementaire. Le BGP examine en ce moment une deuxième tranche de projets qui devrait être annoncée plus tard au cours de l'année.
ALBERTA
Plan définitif de restructuration du marché de l'énergie
Le 27 août 2025, l'Alberta Electric System Operator (« AESO ») a publié le cadre complet de la restructuration du marché de l'énergie après deux années de mobilisation des parties prenantes et de directives gouvernementales (été 2023 à 2025). Ce dernier remaniement a une incidence sur le marché actuel de l'électricité de l'Alberta, basé exclusivement sur la production d'énergie, et comprend un mode de tarification au prix marginal en fonction du lieu, l'augmentation des réserves, une tarification liée à la rareté et un partage des coûts pour les besoins du réseau. Les consultations des parties prenantes sur les règles à l'intention des exploitants de réseau autonomes et leur mise en œuvre ont débuté à l'automne 2025 et devraient se conclurent à la mi-2027.
Modifications au système Technology Innovation and Emissions Reduction (« TIER »)
Le 16 septembre 2025, le ministère de l'Environnement et des Aires protégées de l'Alberta a annoncé des propositions de modifications au système TIER. Ces modifications font suite au gel du prix du carbone industriel à 95 $ la tonne mis en place par le gouvernement de l'Alberta en mai 2025 et aux consultations des parties prenantes ayant eu lieu en juin 2025. Ces changements visent à améliorer la compétitivité des grands émetteurs industriels, à tenir compte de l'évolution de la réglementation fédérale et à soutenir les objectifs de réduction des émissions de l'Alberta, tout en tenant compte des pressions économiques, comme celles exercées par les tarifs douaniers américains sur le secteur canadien de l'énergie. La mise en place de ces modifications devrait être officialisée à l'automne 2025. Voici les points importants des modifications proposées :
- Option de retrait pour les petites centrales – Les petites centrales ayant volontairement choisi d'adhérer au système TIER peuvent maintenant se retirer pour 2025 afin de réduire leurs coûts de conformité et de diminuer les exigences réglementaires à respecter.
- Investissements directs : une nouvelle solution de mise en conformité – Les investissements liés à la réduction des émissions sur un site seront reconnus comme une nouvelle façon pour les entités de respecter leurs obligations de conformité. L'annonce ne donne pas beaucoup de détails sur la manière dont ces investissements seront comptabilisés. De plus amples renseignements sur ce processus de conformité seront communiqués sous peu.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
DURABILITÉ
Au sein du groupe ATCO (y compris CU Inc.), nous avons comme principe directeur d'offrir une valeur à long terme à nos clients, à nos actionnaires et aux autres parties prenantes grâce à une croissance durable. Pour cela, il faut plus qu'une solide performance financière : il faut intégrer les considérations financières et les enjeux environnementaux, sociaux et de gouvernance (« ESG ») à notre stratégie et anticiper l'évolution des besoins et des attentes de la société et de nos clients.
Depuis des décennies, notre engagement envers ces principes nous incite à investir dans des infrastructures énergétiques essentielles, à créer des partenariats ambitieux et transformateurs avec les communautés autochtones et à soutenir la croissance et la prospérité des centaines de communautés que nous avons le privilège de servir. Nous poursuivons notre croissance en investissant dans les services publics réglementés, les bâtiments modulaires et les maisons préfabriquées ainsi que dans les technologies propres, comme le captage du carbone, l'hydrogène, l'énergie renouvelable et l'électrification. Nous priorisons les projets évolutifs qui produisent des effets mesurables aujourd'hui et jettent les bases d'une transformation à long terme.
Lorsque nous avons publié notre objectif de carboneutralité d'ici 2050 dans notre rapport sur la durabilité de 2021, nous avons reconnu le besoin de mettre en place des mesures sans précédent et coordonnées dans tous les secteurs, politiques et marchés. Toutefois, des changements récents, notamment des changements de réglementation et de politiques, des préoccupations en matière de responsabilité juridique et des pressions macroéconomiques, ont créé de l'incertitude quant à la faisabilité de l'objectif, à son calendrier et aux moyens à utiliser pour atteindre la carboneutralité d'ici le milieu du siècle. Notre engagement à favoriser la transition énergétique demeure solide et nous continuons d'examiner notre objectif de carboneutralité d'ici 2050 et les principaux facteurs qui influent sur le rythme de la transition. Notre rapport sur la durabilité de 2025 d'ATCO sera publié en mai 2026.
Le rapport sur la durabilité de 2024, des données sur les critères ESG, l'évaluation de nos enjeux importants, les faits saillants de 2024 et d'autres informations sont disponibles sur notre site Web à l'adresse www.canadianutilities.com.
AUTRES CHARGES ET PRODUITS
Le tableau suivant présente un résumé financier des autres charges et produits consolidés pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 et de 2024. Ces montants sont présentés selon les IFRS. Ils n'ont pas été ajustés pour tenir compte du calendrier des produits et des charges associés aux activités à tarifs réglementés ainsi que des autres éléments qui ne s'inscrivent pas dans le cours normal des activités.
| (en millions de dollars) | Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Charges d'exploitation | 324 | 319 | 5 | 1 080 | 1 084 | (4) |
| Dotation aux amortissements | 153 | 146 | 7 | 454 | 438 | 16 |
| Charges financières, montant net | 93 | 99 | (6) | 276 | 294 | (18) |
| Charge d'impôt | 19 | 18 | 1 | 99 | 93 | 6 |
CHARGES D'EXPLOITATION
Les charges d'exploitation, qui s'entendent du total des frais et des charges après déduction de la dotation aux amortissements, ont augmenté de 5 M$ pour le troisième trimestre de 2025 comparativement à celles de la période correspondante de 2024. La hausse des charges d'exploitation s'explique principalement par la hausse des charges refacturées de l'entreprise de distribution de gaz naturel au titre des droits de franchise et de transport de tiers, l'augmentation des coûts d'entretien des immobilisations corporelles de l'entreprise de transport d'électricité et de l'entreprise de distribution d'électricité, et la comptabilisation des coûts de transition liés aux activités visant à faire passer les services gérés de technologie de l'information (« TI ») d'un modèle de service par un fournisseur unique à un modèle hybride impliquant plusieurs nouveaux fournisseurs et équipes internes. L'augmentation des charges d'exploitation a été partiellement contrebalancée par les économies de coûts réalisées.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Les charges d'exploitation, qui s'entendent du total des frais et des charges après déduction de la dotation aux amortissements, ont diminué de 4 M$ pour les neuf premiers mois de 2025 comparativement à celles de la période correspondante de 2024. La diminution des charges d'exploitation s'explique essentiellement par les coûts de restructuration engagés en 2024 et par les économies de coûts réalisées. La baisse des charges d'exploitation a été en partie contrebalancée par la hausse des charges refacturées de l'entreprise de distribution de gaz naturel au titre des droits de franchise et de transport de tiers et la comptabilisation des coûts de transition liés aux activités visant à faire passer les services gérés de TI d'un modèle de service par un fournisseur unique à un modèle hybride impliquant plusieurs nouveaux fournisseurs et équipes internes.
DOTATION AUX AMORTISSEMENTS
La dotation aux amortissements a augmenté de 7 M$ et de 16 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 comparativement à celle des périodes correspondantes de 2024, principalement en raison des investissements en capital continus.
CHARGES FINANCIÈRES, MONTANT NET
Le montant net des charges financières a diminué de 6 M$ et de 18 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, surtout en raison de la hausse des produits d'intérêts et de la baisse des coûts de financement découlant du recul des taux d'intérêt.
CHARGE D'IMPÔT
L'impôt sur le résultat pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 a augmenté de 1 M$ et de 6 M$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024 surtout en raison de la hausse du bénéfice avant impôt établi selon les IFRS, en partie contrebalancée par les crédits d'impôt à l'investissement et l'impôt différé non comptabilisés antérieurement.
SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT
Nos stratégies commerciales ainsi que le financement de nos activités et de notre croissance future prévue s'appuient sur le maintien de notations de première qualité et l'accès aux marchés financiers à des taux concurrentiels. Les principales sources de financement sont les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et les marchés boursiers. Les liquidités proviennent des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et sont soutenues par des niveaux appropriés de trésorerie et les facilités de crédit engagées disponibles.
NOTATIONS
Le tableau suivant présente les notations attribuées à CU Inc. au 30 septembre 2025.
| DBRS | Fitch | |
|---|---|---|
| CU Inc. | ||
| Émetteur | A (élevée) | A- |
| Titres de créance non garantis de premier rang | A (élevée) | A |
| Billets de trésorerie | R-1 (faible) | F2 |
| Actions privilégiées | PFD-2 (élevée) | BBB+ |
Le 23 juillet 2025, DBRS Limited a confirmé la notation à long terme de la société, soit « A (élevée) », avec perspective stable, attribuée à CU Inc.
Le 27 octobre 2025, Fitch Ratings a confirmé la notation d'émetteur de crédit de « A- », avec perspective stable, attribuée à CU Inc.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
FACILITÉS DE CRÉDIT
Au 30 septembre 2025, CU Inc. et ses filiales disposaient des facilités de crédit suivantes :
| (en millions de dollars) | Total | Utilisé | Disponible |
|---|---|---|---|
| Facilités engagées à long terme | 900 | 35 | 865 |
| Facilités non engagées | 100 | 36 | 64 |
| Total | 1 000 | 71 | 929 |
Des facilités de crédit totales de 1 G$, une tranche de 100 M$ a trait à des facilités de crédit non engagées pour lesquelles aucune date d'échéance n'est fixée. Le solde de 900 M$ a trait à des facilités de crédit engagées dont les dates d'échéance s'échelonnent entre 2026 et 2027, et pourraient être prorogées au gré des prêteurs. La majeure partie des facilités de crédit sont fournies par des banques canadiennes.
FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS
Au 30 septembre 2025, la position en trésorerie de la société se chiffrait à 15 M$, soit 43 M$ de plus qu'au 30 septembre 2024. Le tableau suivant présente les variations de trésorerie pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 et de 2024.
| (en millions de dollars) | Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Situation de trésorerie au début de la période | 10 | (273) | 283 | (163) | (71) | (92) |
| Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) : | ||||||
| Activités d'exploitation | 360 | 318 | 42 | 1 298 | 1 182 | 116 |
| Activités d'investissement | (331) | (321) | (10) | (997) | (889) | (108) |
| Activités de financement | (24) | 248 | (272) | (123) | (250) | 127 |
| Situation de trésorerie à la fin de la période | 15 | (28) | 43 | 15 | (28) | 43 |
La position en trésorerie se chiffrait à 10 M$ à l'ouverture du troisième trimestre de 2025, soit une hausse de 283 M$ par rapport à la période correspondante de 2024, principalement en raison du calendrier des émissions de titres de créance.
La position en trésorerie de la société se chiffrait à (163) M$ à l'ouverture des neuf premiers mois de 2025, soit une baisse de 92 M$ par rapport à la période correspondante de 2024, principalement en raison du remboursement sur la dette à long terme et du financement de projets d'investissement.
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont chiffrés à 360 M$ à 1 298 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 42 M$ et de 116 M$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2024, principalement en raison du calendrier de règlement des charges à payer, du recouvrement des créances clients et de l'augmentation des apports de clients dans les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel.
ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT
Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont chiffrés à 331 M$ et à 997 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 10 M$ et de 108 M$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2024, principalement en raison de l'augmentation des dépenses en immobilisations liées aux mises à niveau continues des systèmes dans les entreprises de distribution et de transport de gaz naturel, aux projets liés à la fiabilité et à la sécurité des réseaux et à la résilience et à l'adaptation aux changements climatiques, et aux projets de croissance pour de nouveaux clients. Ces hausses ont été en partie contrebalancées par le calendrier de règlement des charges à payer pour des projets d'investissement.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations
Le tableau suivant présente les dépenses en immobilisations pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 et de 2024.
| (en millions de dollars) | Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Distribution d'électricité | 99 | 115 | (16) | 291 | 319 | (28) |
| Transport d'électricité | 71 | 80 | (9) | 216 | 173 | 43 |
| Distribution de gaz naturel | 110 | 105 | 5 | 311 | 296 | 15 |
| Transport de gaz naturel | 78 | 64 | 14 | 223 | 140 | 83 |
| Total 1), 2) | 358 | 364 | (6) | 1 041 | 928 | 113 |
1) Compte tenu des entrées d'immobilisations corporelles et incorporelles et des intérêts incorporés au coût de l'actif pendant la construction de 8 M$ et de 21 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 (4 M$ et 10 M$ en 2024).
2) Compte tenu des dépenses en immobilisations de 29 M$ et de 90 M$ pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 (18 M$ et 77 M$ en 2024) qui ont été financées par les apports de clients et les subventions gouvernementales.
Les flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations se sont chiffrés à 358 M$ pour le troisième trimestre de 2025, en baisse de 6 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison du calendrier des dépenses d'investissement des entreprises de distribution et de transport d'électricité, en partie contrebalancé par l'augmentation des dépenses liées aux mises à niveau continues des systèmes et aux projets de croissance pour de nouveaux clients, dont le projet Yellowhead mené par l'entreprise de transport de gaz naturel et le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur mené par l'entreprise de transport d'électricité.
Les flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations se sont chiffrés à 1 041 M$ pour les neuf premiers mois de 2025, en hausse de 113 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison de l'augmentation des dépenses liées aux mises à niveau continues des systèmes et aux projets de croissance pour de nouveaux clients, dont le projet Yellowhead mené par l'entreprise de transport de gaz naturel et le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur mené par l'entreprise de transport d'électricité.
ACTIVITÉS DE FINANCEMENT
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont chiffrés à 24 M$ pour le troisième trimestre de 2025, en hausse de 272 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison des remboursements plus élevés sur la dette à long terme au troisième trimestre de 2025 et de l'augmentation des dividendes versés au porteur d'actions de catégorie A et de catégorie B.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont chiffrés à 123 M$ pour les neuf premiers mois de 2025, en baisse de 127 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2024, principalement en raison de l'augmentation des émissions de titres de créance liées à des projets de croissance pour de nouveaux clients, dont le projet Yellowhead mené par l'entreprise de transport de gaz naturel et le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur mené par l'entreprise de transport d'électricité, facteur en partie compensé par les remboursements plus élevés sur la dette à long terme en 2025.
Émissions de titres de créance
En septembre 2025, CU Inc. a émis des débentures à 4,787 pour cent totalisant 370 M$ et échéant le 16 septembre 2055. Le produit de cette émission sert à financer les dépenses en immobilisations, à rembourser la dette existante et à d'autres fins générales.
CAPITAL-ACTIONS
Les actions de CU Inc. se composent d'actions de catégorie A et de catégorie B.
Au 5 novembre 2025, 3 570 322 actions de catégorie A et 2 188 262 actions de catégorie B de la société étaient en circulation.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
INFORMATIONS TRIMESTRIELLES
Le tableau suivant présente les informations financières des huit trimestres clos du 31 décembre 2023 au 30 septembre 2025.
| (en millions de dollars) | T4 2024 | T1 2025 | T2 2025 | T3 2025 |
|---|---|---|---|---|
| Produits des activités ordinaires | 822 | 920 | 701 | 656 |
| Bénéfice de la période | 135 | 212 | 89 | 67 |
| Résultat ajusté 1) | ||||
| Électricité 2) | 93 | 86 | 81 | 83 |
| Gaz naturel 2) | 97 | 130 | 20 | 1 |
| Financement et autres activités 2) et éliminations intersectorielles | (5) | (1) | ||
| Total du résultat ajusté 1) | 185 | 215 | 101 | 84 |
| (en millions de dollars) | T4 2023 | T1 2024 | T2 2024 | T3 2024 |
| Produits des activités ordinaires | 783 | 880 | 696 | 645 |
| Bénéfice de la période | 105 | 200 | 49 | 63 |
| Résultat ajusté 1) | ||||
| Électricité 2) | 83 | 88 | 76 | 83 |
| Gaz naturel 2) | 84 | 121 | 23 | (4) |
| Financement et autres activités 2) et éliminations intersectorielles | (4) | (5) | (6) | |
| Total du résultat ajusté 1) | 167 | 205 | 94 | 73 |
1) Total des mesures sectorielles (au sens attribué dans le Règlement 52-112). Se reporter aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice pour la période » du présent rapport de gestion.
2) Mesures financières non conformes aux PCGR (au sens attribué dans le Règlement 52-112). Se reporter aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice pour la période » du présent rapport de gestion.
Les résultats financiers des huit derniers trimestres reflètent le moment où sont rendues les décisions d'ordre réglementaire concernant les services publics et la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz naturel.
RÉSULTAT AJUSTÉ
Le résultat ajusté pour le quatrième trimestre de 2024 a augmenté par rapport à celui de la période correspondante de 2023, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et de l'augmentation du RCP. L'augmentation du résultat ajusté a été en partie effacée par l'augmentation des charges d'intérêts sur les emprunts à court terme et les ajustements d'impôts comptabilisés par l'entreprise de distribution d'électricité.
Le résultat ajusté au premier, au deuxième et au troisième trimestre de 2025 a augmenté par rapport à celui des périodes correspondantes de 2024, ce qui s'explique essentiellement par l'accroissement de la base de tarification et des économies de coûts. L'augmentation du résultat a été en partie contrebalancée par la diminution du RCP de 2025, qui est établi à 8,97 pour cent, contre 9,28 pour cent en 2024, ainsi que par la réalisation d'un financement au titre du MRE correspondant à un RCP additionnel d'au plus 0,5 pour cent en 2024 pour les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel.
BÉNÉFICE DE LA PÉRIODE
Le bénéfice de la période tient compte des ajustements temporels liés aux activités à tarifs réglementés. Il reflète également les profits et les pertes non récurrents, les pertes de valeur, les dividendes sur les actions privilégiées et d'autres éléments ne faisant pas partie du cours normal des activités ou de l'exploitation courante qui ont été comptabilisés à divers moments au cours des huit derniers trimestres. Ces éléments ont été exclus du résultat ajusté et sont décrits ci-dessous :
- Au quatrième trimestre de 2023, la société a comptabilisé une perte de valeur de 34 M$ (après impôt) se rapportant principalement à certains actifs au titre de logiciels qu'elle ne devrait pas utiliser.
11 RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
- Au deuxième et au quatrième trimestre de 2024, la société a comptabilisé des coûts de restructuration de 32 M$ (après impôt) et de 5 M$ (après impôt), respectivement, se rapportant principalement aux réductions de personnel et aux indemnités de départ connexes.
- Au deuxième trimestre de 2024, la société a comptabilisé une réduction de 8 M$ (après impôt) du résultat liée à une décision de mise en application de l'AUC au sujet de deux questions passées que l'entreprise de transport d'électricité avait déclarées elle-même à l'équipe de la mise en application de l'AUC.
- Au premier trimestre de 2025, la société a comptabilisé des coûts de restructuration de 10 M$ (après impôt) se rapportant principalement aux réductions de personnel et aux indemnités de départ connexes.
- Au premier, au deuxième et au troisième trimestre de 2025, la société a comptabilisé des coûts de transition des TI de 7 M$ (après impôt), de 4 M$ (après impôt) et de 2 M$ (après impôt), respectivement. Les coûts de transition étaient principalement liés aux activités visant à faire passer les services gérés de TI d'un modèle de service par un fournisseur unique à un modèle hybride impliquant plusieurs nouveaux fournisseurs et équipes internes.
AUTRES MESURES FINANCIÈRES ET MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Ce rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés intermédiaires non audités de la société pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025. Les états financiers consolidés intermédiaires non audités ont été établis selon la Norme comptable internationale (« IAS ») 34 Information financière intermédiaire et selon des méthodes comptables conformes aux IFRS publiées par l'International Accounting Standards Board (« normes IFRS de comptabilité »).
Le présent rapport de gestion fait mention à plusieurs reprises du « total des mesures sectorielles » et des « mesures financières non conformes aux PCGR » (au sens attribué à ces termes dans le Règlement 52-112), dont les descriptions sont présentées ci-après.
TOTAL DES MESURES SECTORIELLES
Le Règlement 52-112 définit le « total des mesures sectorielles » comme une mesure financière, présentée par un émetteur, a) qui est un sous-total ou le total d'au moins deux secteurs à présenter d'une entité, b) qui n'est pas une composante d'un poste des états financiers de base de l'entité, c) qui est présentée dans les notes des états financiers de l'entité, et d) qui n'est pas présentée dans les états financiers de base de l'entité.
Le résultat ajusté consolidé constitue un total des mesures sectorielles, au sens attribué dans le Règlement 52-112.
Le résultat ajusté consolidé, un total des mesures sectorielles, est la mesure financière la plus directement comparable au total du bénéfice de la période. Un total des mesures sectorielles comparable pour la période correspondante de 2024 a été calculé au moyen de la même composition et est présenté avec le total des mesures sectorielles de la période considérée dans le présent rapport de gestion. Un rapprochement du total des mesures sectorielles et du total du bénéfice (de la perte) de la période est présenté dans le présent rapport de gestion.
MESURES FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR
Le Règlement 52-112 définit une « mesure financière non conforme aux PCGR » comme une mesure financière présentée par un émetteur qui a) représente la performance financière, la situation financière ou les flux de trésorerie historiques ou attendus d'une entité; b) en ce qui concerne sa composition, exclut un montant qui entre dans la composition de la mesure financière la plus directement comparable présentée dans les états financiers de base de l'entité ou comprend un montant qui en est exclu; c) n'est pas présentée dans les états financiers de l'entité; et d) ne constitue pas un ratio, une fraction, un pourcentage ou une représentation similaire.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Le résultat ajusté au titre de la distribution d'électricité, du transport d'électricité, du total de l'électricité, de la distribution de gaz naturel, du transport de gaz naturel et du total de gaz naturel représente une mesure financière non conforme aux PCGR, au sens attribué dans le Règlement 52-112.
Le résultat ajusté s'entend du bénéfice (de la perte) de la période, après ajustement au titre du calendrier des produits des activités ordinaires et des charges associées aux activités à tarifs réglementés et des dividendes sur les actions privilégiées de la société. De plus, le résultat ajusté ne tient pas compte des profits et des pertes non récurrents, des pertes de valeur ni des éléments ne faisant pas partie du cours normal des activités ou de l'exploitation courante.
Le résultat ajusté permet de présenter le résultat tiré des activités à tarifs réglementés sur la même base qu'avant l'adoption des normes IFRS de comptabilité, à savoir les PCGR des États-Unis pour les activités à tarifs réglementés, en utilisant un seuil de comptabilisation « plus probable qu'improbable ». La direction est d'avis que le résultat ajusté permet une analyse plus efficace du rendement et des tendances opérationnels. Le résultat ajusté est présenté à la note 3 des états financiers consolidés intermédiaires non audités.
Le résultat ajusté est la mesure financière la plus directement comparable au bénéfice (à la perte) de la période, mais il ne s'agit pas d'une mesure financière normalisée aux termes du cadre de présentation de l'information utilisé pour préparer nos états financiers. Le résultat ajusté pourrait ne pas être comparable à des mesures financières semblables présentées par d'autres émetteurs. Pour les investisseurs, le résultat ajusté peut être utile, car il ne tient pas compte des éléments qui ne sont pas dans le cours normal des activités et, par conséquent, il fournit un aperçu du résultat découlant du cours normal des activités de l'émetteur. Un rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice (de la perte) de la période de la société figure dans le présent rapport de gestion.
RAPPROCHEMENT DU RÉSULTAT AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE DE LA PÉRIODE
Le résultat ajusté s'entend du bénéfice (de la perte) de la période, après ajustement au titre du calendrier des produits des activités ordinaires et des charges associées aux activités à tarifs réglementés et des dividendes sur les actions privilégiées de la société. De plus, le résultat ajusté ne tient pas compte des profits et des pertes non récurrents, des pertes de valeur ni des éléments ne faisant pas partie du cours normal des activités ou de l'exploitation courante.
Le résultat ajusté est une mesure clé du bénéfice sectoriel dont la direction se sert pour évaluer le rendement des secteurs d'activité et attribuer les ressources. La direction est d'avis que le résultat ajusté permet une meilleure appréciation des données relatives à la réglementation des tarifs au Canada que le résultat établi selon les IFRS. De plus amples informations concernant cette mesure sont données à la rubrique « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.
13 RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Les tableaux suivants présentent un rapprochement du résultat ajusté des entreprises de services publics et de la mesure financière la plus directement comparable, le bénéfice (la perte) de la période.
(en millions de dollars)
Trimestres clos les 30 septembre
| 2025 | Électricité | Gaz naturel | Financement et autres activités | Éliminations intersectorielles | Chiffres consolidés |
|---|---|---|---|---|---|
| 2024 | |||||
| Produits des activités ordinaires | 354 | 306 | – | (4) | 656 |
| 340 | 304 | – | 1 | 645 | |
| Résultat ajusté | 83 | 1 | – | – | 84 |
| 83 | (4) | (6) | – | 73 | |
| Transition des services gérés de TI | – | (2) | – | – | (2) |
| – | – | – | – | – | |
| Activités à tarifs réglementés | (11) | (4) | – | – | (15) |
| (12) | 6 | – | – | (6) | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | (1) | – | – | – | (1) |
| (3) | (2) | – | – | (5) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | 1 | – | – | – | 1 |
| 1 | – | – | – | 1 | |
| Bénéfice (perte) de la période | 72 | (5) | – | – | 67 |
| 69 | – | (6) | – | 63 |
(en millions de dollars)
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
| 2025 | Électricité | Gaz naturel | Financement et autres activités | Éliminations intersectorielles | Chiffres consolidés |
|---|---|---|---|---|---|
| 2024 | |||||
| Produits des activités ordinaires | 1 069 | 1 216 | – | (8) | 2 277 |
| 1 041 | 1 186 | – | (6) | 2 221 | |
| Résultat ajusté | 250 | 151 | (1) | – | 400 |
| 247 | 140 | (15) | – | 372 | |
| Restructuration | (6) | (4) | – | – | (10) |
| (13) | (19) | – | – | (32) | |
| Transition des services gérés de TI | (5) | (8) | – | – | (13) |
| – | – | – | – | – | |
| Activités à tarifs réglementés | (29) | 17 | – | – | (12) |
| (36) | 27 | – | – | (9) | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | (2) | – | – | – | (2) |
| (9) | (7) | – | – | (16) | |
| Règlement d'ATCO Electric | – | – | – | – | – |
| (8) | – | – | – | (8) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | 3 | 2 | – | – | 5 |
| 3 | 2 | – | – | 5 | |
| Bénéfice (perte) de la période | 211 | 158 | (1) | – | 368 |
| 184 | 143 | (15) | – | 312 |
RESTRUCTURATION
Pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, la société a comptabilisé des coûts de restructuration de néant et de 10 M$ (après impôt) (néant et 32 M$ après impôt en 2024). Ces coûts se rapportent principalement aux réductions de personnel et aux indemnités de départ connexes. Cette restructuration s'inscrit dans la continuité des activités de restructuration entreprises en 2024. Puisque ces coûts ne figurent pas dans le cours normal des activités, ils ont été exclus du résultat ajusté.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
TRANSITION DES SERVICES GÉRÉS DE TI
Pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025, la société a comptabilisé des coûts de transition des TI de 2 M$ et de 13 M$ (après impôt). Les coûts de transition étaient principalement liés aux activités visant à passer d'un modèle de service par un fournisseur unique à un modèle hybride impliquant plusieurs nouveaux fournisseurs et équipes internes. Les activités de transition ont commencé le 1er janvier 2025 et se termineront en 2025. Puisque ces coûts ne figurent pas dans le cours normal des activités, ils ont été exclus du résultat ajusté.
ACTIVITÉS À TARIFS RÉGLEMENTÉS
ATCO Electric Transmission, ATCO Electric Distribution, ATCO Electric Yukon, Naka Power Utilities (NWT), Naka Power Utilities (Yellowknife), ATCO Gas et ATCO Pipelines sont désignées collectivement les « entreprises de services publics ».
À l'heure actuelle, les normes IFRS de comptabilité ne contiennent pas de directives précises que la société est en droit d'adopter concernant les entités à tarifs réglementés. En l'absence de telles directives, les entreprises de services publics ne comptabilisent pas les actifs et les passifs liés aux activités à tarifs réglementés comme pourraient le prescrire les décisions d'ordre réglementaire. Les entreprises de services publics comptabilisent plutôt les produits des activités ordinaires en résultat lorsque les montants sont facturés aux clients, conformément à la structure tarifaire autorisée par l'organisme de réglementation. Les coûts et les charges d'exploitation sont comptabilisés lorsqu'ils sont engagés. Les coûts engagés dans le cadre de la construction d'un actif satisfaisant aux critères de comptabilisation sont incorporés au coût des immobilisations corporelles ou incorporelles correspondantes.
La société utilise les normes publiées par le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») des États-Unis comme autre source de principes comptables généralement reconnus et utilise un seuil de comptabilisation « plus probable qu'improbable » pour comptabiliser les activités à tarifs réglementés aux fins de l'information financière fournie en interne à la haute direction de la société. La haute direction de la société est d'avis que le résultat présenté de cette façon représente mieux le résultat d'exploitation lié aux activités à tarifs réglementés de la société. Par conséquent, la société présente le résultat ajusté selon ce référentiel dans ses informations sectorielles. Les normes de comptabilité des activités à tarifs réglementés influent sur le moment où certains produits et charges sont comptabilisés comparativement aux activités à tarifs non réglementés, et visent à refléter adéquatement l'incidence économique des décisions d'un organisme de réglementation sur les produits des activités ordinaires.
15 RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
La comptabilité des activités à tarifs réglementés diffère du traitement selon les normes IFRS de comptabilité de la façon suivante :
| Ajustement lié au calendrier | Éléments | Traitement selon la comptabilité des activités à tarifs réglementés | Traitement selon les IFRS |
|---|---|---|---|
| Produits supplémentaires facturés au cours de la période considérée | Frais futurs d'enlèvement et de remise en état des lieux, et incidence du temps plus froid. | La société diffère la comptabilisation des rentrées de fonds reçues avant l'engagement des dépenses. | La société comptabilise les produits des activités ordinaires lorsque les montants sont facturés aux clients, et les coûts lorsqu'ils sont engagés. |
| Produits à facturer au cours de périodes ultérieures | Impôt différé et incidence du temps plus chaud. | La société comptabilise les produits des activités ordinaires associés aux coûts recouvrables avant de les facturer aux clients. | La société comptabilise les coûts lorsqu'ils sont engagés, mais elle ne comptabilise pas de recouvrement avant que les tarifs facturés aux clients soient modifiés et les montants bien recouvrés par l'intermédiaire de la facturation future. |
| Décisions d'ordre réglementaire reçues | Décisions d'ordre réglementaire reçues qui touchent la période considérée et les périodes antérieures. | La société comptabilise le résultat découlant des effets d'une décision d'ordre réglementaire sur la période considérée et les périodes antérieures lorsque la décision est rendue. | La société ne comptabilise pas de résultat découlant des effets d'une décision d'ordre réglementaire lorsqu'elle la reçoit, les actifs et les passifs réglementaires n'étant pas comptabilisés selon les normes IFRS de comptabilité. |
| Règlement des décisions d'ordre réglementaire et autres éléments | Règlement des montants à recevoir des clients, ou à leur payer, et autres éléments. | La société comptabilise un montant à recevoir des clients, ou à leur payer, à titre de réduction de ses actifs et passifs réglementaires lorsque ce montant est recouvré ou remboursé par l'intermédiaire de la facturation future. | La société comptabilise un résultat lorsque les tarifs facturés aux clients sont modifiés et que les montants sont recouvrés auprès des clients ou remboursés à ceux-ci par l'intermédiaire de la facturation future. |
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 et de 2024, les ajustements temporels importants qui découlent des différences entre la comptabilité des activités à tarifs réglementés et les normes IFRS de comptabilité se présentent comme suit :
| (en millions de dollars) | Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Produits supplémentaires facturés au cours de la période considérée | ||||||
| Frais futurs d'enlèvement et de remise en état des lieux 1) | 35 | 31 | 4 | 100 | 94 | 6 |
| Produits à facturer au cours de périodes ultérieures | ||||||
| Impôt différé 2) | (37) | (31) | (6) | (106) | (93) | (13) |
| Incidence du temps plus chaud 3) | (6) | (5) | (1) | (13) | (1) | (12) |
| Règlement des décisions d'ordre réglementaire et autres éléments | ||||||
| Remboursements aux clients liés au processus de réouverture de la RFR2 4) | (7) | – | (7) | (7) | – | (7) |
| Autres | – | (1) | 1 | 14 | (9) | 23 |
| (15) | (6) | (9) | (12) | (9) | (3) |
1) Les frais d'enlèvement et de remise en état des lieux sont facturés aux clients sur la durée d'utilité estimative des actifs connexes, en fonction de la prévision des coûts qui seront engagés au cours de périodes ultérieures.
2) L'impôt sur le résultat est facturé aux clients lorsqu'il est payé par la société.
3) Les tarifs des clients des services de distribution du gaz naturel sont fondés sur des prévisions des températures normales. Les variations de température peuvent se traduire par le recouvrement d'un montant plus élevé ou moins élevé que prévu auprès des clients. Les produits attribuables aux températures supérieures ou inférieures à la normale pour la période considérée sont remboursés aux clients ou recouvrés auprès de ceux-ci au cours des périodes ultérieures.
4) Dans le cadre du processus de réouverture de la RFR2 (la « décision sur la deuxième étape »), les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel ont remboursé aux clients un montant de 3 M$ (après impôts) et de 4 M$ (après impôts), respectivement, au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025.
DÉCISION CONCERNANT DES QUESTIONS LIÉES AUX TI
Comme c'est le cas pour le profit sur la vente, en 2014, de l'entreprise de services de TI par Canadian Utilities, la société mère de CU Inc., les conséquences financières de la décision concernant les questions liées aux TI sont exclues du résultat ajusté. Les montants exclus du résultat ajusté pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2025 s'élevent à 1 M$ et à 2 M$ (après impôt) (5 M$ et 16 M$ après impôt en 2024).
RÈGLEMENT D'ATCO ELECTRIC
Le 24 juin 2024, l'équipe responsable de la mise en application de l'AUC et ATCO Electric ont déposé une demande conjointe visant l'approbation par l'AUC d'un règlement à l'amiable portant sur deux questions qu'ATCO Electric avait préalablement identifiées et déclarées elle-même à l'équipe de la mise en application de l'AUC. Le règlement à l'amiable comprend une sanction administrative de 3 M$, et un remboursement aux clients au moyen d'un ajustement de facturation de 4 M$ à l'AESO. Pour les neuf premiers mois de 2024, la société a comptabilisé des coûts de 8 M$ (après impôt) liés à la procédure. Puisqu'ils n'ont pas été engagés dans le cours normal des activités, ils ont été exclus du résultat ajusté.
17 RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
RAPPROCHEMENT DU RÉSULTAT AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE DE LA PÉRIODE PAR SECTEUR
Les tableaux suivants présentent un rapprochement du résultat ajusté des entreprises de services publics et de la mesure financière la plus directement comparable, le bénéfice (la perte) de la période.
Trimestres clos les 30 septembre
(en millions de dollars)
| 2025 | CU Inc. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2024 | Électricité | Gaz naturel | Chiffres consolidés | ||||
| Distribution d'électricité | Transport d'électricité | Chiffres consolidés | Distribution de gaz naturel | Transport de gaz naturel | Chiffres consolidés | ||
| Résultat ajusté | 39 | 44 | 83 | (27) | 28 | 1 | 84 |
| 36 | 47 | 83 | (25) | 21 | (4) | 79 | |
| Transition des services gérés de TI | - | - | - | (2) | - | (2) | (2) |
| - | - | - | - | - | - | - | |
| Activités à tarifs réglementés | (7) | (4) | (11) | (2) | (2) | (4) | (15) |
| (7) | (5) | (12) | 9 | (3) | 6 | (6) | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | - | (1) | (1) | - | - | - | (1) |
| (1) | (2) | (3) | (3) | 1 | (2) | (5) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | - | 1 | 1 | - | - | - | 1 |
| - | 1 | 1 | - | - | - | 1 | |
| Bénéfice (perte) de la période | 32 | 40 | 72 | (31) | 26 | (5) | 67 |
| 28 | 41 | 69 | (19) | 19 | - | 69 |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
(en millions de dollars)
| 2025 | CU Inc. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2024 | Électricité | Gaz naturel | Chiffres consolidés | ||||
| Distribution d'électricité | Transport d'électricité | Chiffres consolidés | Distribution de gaz naturel | Transport de gaz naturel | Chiffres consolidés | ||
| Résultat ajusté | 117 | 133 | 250 | 70 | 81 | 151 | 401 |
| 104 | 143 | 247 | 73 | 67 | 140 | 387 | |
| Restructuration | (4) | (2) | (6) | (2) | (2) | (4) | (10) |
| (8) | (5) | (13) | (16) | (3) | (19) | (32) | |
| Transition des services gérés de TI | (5) | - | (5) | (8) | - | (8) | (13) |
| - | - | - | - | - | - | - | |
| Activités à tarifs réglementés | (15) | (14) | (29) | 25 | (8) | 17 | (12) |
| (23) | (13) | (36) | 34 | (7) | 27 | (9) | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | (1) | (1) | (2) | - | - | - | (2) |
| (5) | (4) | (9) | (6) | (1) | (7) | (16) | |
| Règlement d'ATCO Electric | - | - | - | - | - | - | - |
| - | (8) | (8) | - | - | - | (8) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | 1 | 2 | 3 | 1 | 1 | 2 | 5 |
| 1 | 2 | 3 | 1 | 1 | 2 | 5 | |
| Bénéfice de la période | 93 | 118 | 211 | 86 | 72 | 158 | 369 |
| 69 | 115 | 184 | 86 | 57 | 143 | 327 |
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
AUTRES INFORMATIONS FINANCIÈRES
CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE
L'attestation des documents intermédiaires pour la période close le 30 septembre 2025 exige que la société indique dans son rapport de gestion intermédiaire tout changement apporté à son contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu lieu au cours de la période considérée et qui a eu ou aurait raisonnablement pu avoir une incidence significative sur le contrôle interne de la société à l'égard de l'information financière. La société confirme qu'elle n'a identifié aucun changement de ce type au cours du trimestre allant du 1er juillet 2025 au 30 septembre 2025.
INFORMATION PROSPECTIVE
Certains énoncés figurant dans le présent rapport de gestion constituent de l'information prospective. L'information prospective comprend généralement des expressions comme « s'attendre à », « planifier », « estimer », « prévoir », « peuvent », « seront », « a l'intention de », « devraient », « objectifs », « cibles », « stratégie », « futur » et d'autres encore. L'information prospective contenue dans le présent rapport de gestion porte notamment, sans s'y limiter, sur les cibles et les occasions stratégiques et de croissance; l'objectif de carboneutralité de la société d'ici 2050; la date prévue de début, d'achèvement ou d'exploitation commerciale des activités, des contrats ou des projets; les modalités prévues des contrats; l'incidence ou les avantages des contrats, y compris les avantages économiques et les autres avantages pour la société et ses partenaires et contreparties; les attentes concernant la demande générale de hausse tarifaire pour les exercices 2026 à 2028 d'ATCO Pipelines; les attentes concernant le projet Yellowhead, notamment l'ampleur et les caractéristiques prévues, l'investissement total prévu pour le projet, le moment où des demandes seront présentées aux organismes de réglementation et où des décisions seront rendues, ainsi que leur nombre, le moment prévu pour le début de la construction du projet et pour sa mise en service et les attentes concernant la structure de financement du projet; les sources de financement du projet et la participation éventuelle de partenaires autochtones dans le projet; les attentes concernant le projet Transfert du Centre-Est vers l'extérieur, dont l'ampleur, la capacité et les avantages prévus du projet, le calendrier prévu pour la mise en service du projet ainsi que l'investissement total prévu pour le projet; les attentes concernant le processus de réouverture de la RFR2, dont les attentes quant au calendrier, l'étendue du processus et les résultats prévus; les attentes concernant l'utilisation du produit tiré de la récente émission de débentures par CU Inc.; l'incidence prévue des nouvelles lois; le moment et l'incidence prévus des décisions et des nouvelles informations d'ordre réglementaire; et la situation de trésorerie, les sources de financement et les obligations financières contractuelles et les autres engagements de la société.
Même si la société est d'avis que les prévisions formulées dans l'information prospective sont raisonnables, compte tenu de l'information disponible à la date où les énoncés ont été formulés et des processus suivis pour préparer l'information, ces énoncés ne représentent pas une garantie de la performance future, et rien ne garantit que les prévisions se concrétiseront. Il ne faut pas se fier outre mesure à l'information prospective. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux qui y sont exprimés ou sous-entendus. L'information prospective présentée par la société reflète les opinions et les hypothèses de cette dernière en ce qui a trait, notamment, à ce qui suit : l'applicabilité et la stabilité des exigences légales et réglementaires dans les territoires où nous investissons ou exerçons nos activités; le paiement des frais dus pour certains contrats; certaines demandes d'ordre réglementaire présentées et approuvées; l'augmentation de la demande en énergie; l'inflation; le développement et la performance des technologies et des innovations technologiques et la capacité d'accéder à tous les outils technologiques nécessaires, et de les mettre en œuvre, en vue de l'atteinte des objectifs commerciaux; la poursuite de la collaboration avec certains partenaires d'affaires, de nouveaux partenaires d'affaires ainsi que certains organismes de réglementation et groupes environnementaux; la performance des actifs et de l'équipement; les niveaux de la demande en ce qui a trait au pétrole, au gaz naturel, à l'essence, au diesel et à d'autres sources d'énergie; les niveaux futurs de consommation d'énergie; les taux de production futurs; les produits des activités ordinaires et le résultat futurs; la capacité de respecter les échéanciers des projets en cours et de terminer les projets en développement proposés en respectant les budgets actuels estimés; la disponibilité des sources de financement à des conditions acceptables; et d'autres hypothèses sur lesquelles reposent les prévisions de la direction quant à l'information prospective mentionnée aux présentes.
RAPPORT DE GESTION DE 2025 DE CU INC.
Les résultats réels de la société pourraient différer considérablement de ceux prévus dans les énoncés prospectifs, en raison notamment des risques inhérents à la performance des actifs ; à la rentabilité des capitaux et aux économies de coûts ; aux lois et aux règlements, à leur interprétation et à la manière dont ils seront appliqués ; aux changements de politiques gouvernementales ; aux décisions d'ordre réglementaire ; à l'environnement concurrentiel des secteurs dans lesquels la société exerce ses activités ; à l'évolution des marchés et de l'économie ; au risque de crédit ; aux fluctuations des taux d'intérêt ; à la disponibilité et au coût de la main-d'œuvre, des matériaux, des services, de l'infrastructure et de la demande future pour des ressources ; au développement et à l'exécution de projets, y compris les projets en développement qui ne respectent pas l'échéancier, qui ne se concrétisent pas ou qui ne respectent pas le budget estimé ; à la disponibilité des sources de financement pour les projets en développement à des conditions acceptables ; aux prix de l'électricité, du gaz naturel, des liquides de gaz naturel et de l'énergie renouvelable ; au développement et à la performance des technologies et des nouveaux produits, services et programmes écoénergétiques, y compris l'utilisation de combustibles sans émission de carbone ou provenant de sources renouvelables, le captage et le stockage du carbone, l'électrification de l'équipement alimenté par des sources d'énergie ne produisant aucune émission et l'utilisation et la disponibilité de crédits compensatoires de carbone ; à la résiliation, au dénouement ou à la rupture éventuel de contrats par des contreparties, ou en cas de défaillance ou de non-conformité ; au risque que des paiements dus ne soient pas recouvrés ou reçus, ou qu'ils le soient plus tard que prévu ; aux risques associés à de potentielles procédures en cas de poursuites ; aux dommages potentiels à notre marque ou à notre réputation résultant d'une performance insatisfaisante, de facteurs qui échappent à notre volonté, ou de publicité négative quant à des activités, des projets ou des investissements importants ; aux risques de perturbations opérationnelles, de pannes ou de cas de force majeure ; à la survenance d'événements imprévus comme des incendies, des événements météorologiques extrêmes, des explosions, des éruptions , des bris d'équipement, des incidents liés au transport et d'autres accidents ou événements similaires ; aux pandémies ; à l'imposition de tarifs douaniers et d'autres restrictions commerciales, et aux changements à cet égard ; aux tensions géopolitiques et aux guerres ; ainsi qu'à d'autres facteurs de risque, dont bon nombre échappent au contrôle de la société. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif donné. Le lecteur devrait également savoir que la liste de facteurs et de risques qui précède n'est pas exhaustive. Pour obtenir des informations complémentaires sur les principaux risques auxquels est exposée la société, se reporter à la rubrique « Risques commerciaux et gestion des risques » du rapport de gestion de 2024.
Le présent rapport de gestion peut contenir de l'information qui constitue de l'information financière prospective ou des perspectives financières, qui sont toutes assujetties aux hypothèses, facteurs de risque, limites et réserves indiqués ci-dessus. Le lecteur est mis en garde contre le fait que les hypothèses retenues pour la préparation de ces informations, bien qu'elles étaient raisonnables au moment de la préparation, pourraient se révéler imprécises ou inexactes et qu'il ne faut donc pas se fier indûment aux informations financières prospectives ou aux perspectives financières. Les résultats, la performance et les réalisations réels de la société pourraient différer considérablement de ceux qui sont énoncés ou sous-entendus dans l'information financière prospective ou les perspectives financières. La société a inclus ces informations afin de donner au lecteur un aperçu plus complet de ses activités d'exploitation futures et de ses attentes actuelles concernant sa performance future. Ces informations pourraient ne pas convenir à d'autres fins, et le lecteur est donc mis en garde contre le fait qu'elles ne devraient pas être utilisées à des fins autres que celles pour lesquelles elles sont présentées. L'information financière prospective ou les perspectives financières contenues aux présentes ont été formulées à la date du présent rapport de gestion.
L'information prospective qui figure dans le présent rapport de gestion représente les attentes de la société à la date des présentes, et elle pourrait changer après cette date. La société n'a pas l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser l'information prospective par suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour d'autres motifs, sauf si elle est tenue de le faire en vertu des lois sur les valeurs mobilières applicables.
INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES
Des informations complémentaires sur la société, y compris les états financiers consolidés audités pour l'exercice clos le 31 décembre 2024, les états financiers consolidés intermédiaires non audités pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025 et la plus récente notice annuelle datée du 31 mars 2025, sont accessibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca.
Il est également possible d'obtenir des exemplaires de ces documents en en faisant la demande au service des relations avec les investisseurs par écrit à l'adresse 5302, rue Forand S. O., immeuble Ouest, 3ᵉ étage, Calgary (Alberta) T3E 8B4, par téléphone au 403 292-7500 ou par courriel à l'adresse [email protected]. Il est possible d'obtenir de l'information au sujet de la société sur son site Web à l'adresse www.canadianutilities.com.
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GLOSSAIRE
actions de catégorie A s'entend des actions ordinaires de catégorie A sans droit de vote de la société.
actions de catégorie B s'entend des actions ordinaires de catégorie B de la société.
apports de clients s'entend des apports en trésorerie non remboursables provenant de clients pour certaines entrées d'immobilisations corporelles. Ces apports sont effectués lorsque les produits estimatifs sont inférieurs au coût de la prestation des services.
AUC désigne l'Alberta Utilities Commission.
haute direction de la société s'entend du chef de la direction et des autres membres du comité de direction
IFRS s'entend des Normes internationales d'information financière.
MRE s'entend du mécanisme de report d'efficacité.
PCGR s'entend des principes comptables généralement reconnus du Canada.
RCP s'entend du rendement des capitaux propres.
société s'entend de CU Inc. et comprend, sauf si le contexte l'exclut, ses filiales.
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