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CU Inc. Management Reports 2026
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Management Reports
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CU INC.
RAPPORT DE GESTION
TRIMESTRE CLOS LE 31 MARS 2026
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 du trimestre clos le 31 mars 2026 et qui ont eu une incidence sur ses résultats.
Ce rapport de gestion a été établi en date du 5 mai 2026 et doit être lu à la lumière des états financiers consolidés intermédiaires non audités de la société pour le trimestre clos le 31 mars 2026. Des informations complémentaires, y compris le rapport de gestion précédent (le « rapport de gestion de 2025 »), la notice annuelle précédente (la « notice annuelle de 2025 ») et les états financiers consolidés audités de l'exercice clos le 31 décembre 2025 de la société, sont accessibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca. Les informations présentées dans le rapport de gestion de 2025 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
Mises à jour sur les politiques et la réglementation 5
Durabilité 6
Autres charges et produits 7
Situation de trésorerie et sources de financement 7
Capital-actions 9
Informations trimestrielles 10
Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR 11
Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période 13
Autres informations financières 16
Glossaire 20
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
PERFORMANCE DES ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS
PRODUITS DES ACTIVITÉS ORDINAIRES
Les produits des activités ordinaires se sont chiffrés à 915 M$ pour le premier trimestre de 2026, soit 5 M$ de moins qu'à la période correspondante de 2025. La diminution des produits des activités ordinaires s'explique principalement par les 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 deuxième génération de réglementation fondée sur le rendement (« RFR2 ») rendue par l'Alberta Utilities Commission (« AUC ») au deuxième trimestre de 2025. La société a obtenu l'autorisation d'en appeler de la décision, et l'appel a été entendu par la Cour d'appel de l'Alberta le 16 avril 2026. La diminution des produits des activités ordinaires a été partiellement compensée par l'accroissement de la base de tarification de l'entreprise de distribution d'électricité et par l'augmentation des produits refacturés (produits des activités ordinaires pour lesquels une charge équivalente et compensatoire est comptabilisée et qui n'ont aucun effet net sur le résultat ajusté) de l'entreprise de distribution de gaz naturel.
RÉSULTAT AJUSTÉ
| Trimestres clos les 31 mars | |||
|---|---|---|---|
| (en millions de dollars) | 2026 | 2025 | Variation |
| Électricité | |||
| Distribution d'électricité 1) | 45 | 41 | 4 |
| Transport d'électricité 1) | 45 | 45 | - |
| Total – Électricité 1) | 90 | 86 | 4 |
| Gaz naturel | |||
| Distribution de gaz naturel 1) | 113 | 103 | 10 |
| Transport de gaz naturel 1) | 28 | 27 | 1 |
| Total – Gaz naturel 1) | 141 | 130 | 11 |
| Financement et autres activités et éliminations intersectorielles 1) | - | (1) | 1 |
| Total – Entreprises de services publics 2) | 231 | 215 | 16 |
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 »). Le résultat ajusté n'est pas une mesure financière normalisée aux termes des IFRS et pourrait ne pas être comparable à des mesures financières semblables présentées par d'autres émetteurs. 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 chiffré à 231 M$ au premier trimestre de 2026, soit une hausse de 16 M$ par rapport à la période correspondante de 2025, surtout en raison l'accroissement de la base de tarification et de la diminution de la charge d'impôt découlant de l'adoption du projet de loi C-15 en mars 2026 (Loi n° 1 d'exécution du budget de 2025) (« projet de loi C-15 »), qui a rétabli l'incitatif à l'investissement accéléré et augmenté la déductibilité des biens admissibles acquis après 2024 et disponibles à l'usage avant 2030. La hausse du résultat ajusté a été contrebalancée en partie par l'incidence de la demande générale de hausse tarifaire de l'entreprise de transport de gaz naturel pour 2026 à 2028, qui a été approuvée par l'AUC sur une base provisoire et comprenait des économies de coûts réalisées au cours des périodes antérieures, transférées aux clients.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 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 45 M$ pour le premier trimestre de 2026, en hausse de 4 M$ par rapport à celui de la période correspondante de 2025, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et de la diminution de la charge d'impôt découlant de l'adoption du projet de loi C-15 en mars 2026. Cette augmentation du résultat ajusté a été en partie contrebalancée par le calendrier des économies de coûts.
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. Elle est aussi 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.
Pour le premier trimestre de 2026, l'entreprise de transport d'électricité a enregistré un résultat ajusté de 45 M$, soit un montant comparable à celui de la période correspondante de 2025.
Distribution de gaz naturel
L'entreprise de distribution de gaz naturel dessert des municipalités ainsi que des clients résidentiels, commerciaux et industriels en Alberta et dans la région de Lloydminster en Saskatchewan.
Le résultat ajusté de l'entreprise de distribution de gaz naturel s'est établi à 113 M$ pour le premier trimestre de 2026, en hausse de 10 M$ par rapport à celui de la période correspondante de 2025, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et de la diminution de la charge d'impôt découlant de l'adoption du projet de loi C-15 en mars 2026.
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$ pour le premier trimestre de 2026, en hausse de 1 M$ par rapport à celui de la période correspondante de 2025, essentiellement en raison de l'accroissement de la base de tarification et de la diminution de la charge d'impôt découlant de l'adoption du projet de loi C-15 en mars 2026. La hausse du résultat ajusté a été contrebalancée en partie par l'incidence de la demande générale de hausse tarifaire pour 2026 à 2028, qui a été approuvée par l'AUC sur une base provisoire et comprenait des économies de coûts réalisées au cours des périodes antérieures, transférées aux clients.
Financement et autres activités et éliminations intersectorielles
Compte tenu des éliminations intersectorielles, le résultat ajusté du secteur Financement et autres activités pour le premier trimestre de 2026 a augmenté de 1 M$ par rapport à celui de la période correspondante de 2025, surtout en raison de l'accroissement des produits d'intérêts sur les placements en trésorerie.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
FAITS RÉCENTS
Projets d'infrastructures des entreprises de services publics
La société 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$, ce qui le classerait comme étant de catégorie III avec une exactitude prévue d'environ 20 pour cent. La totalité de la capacité du pipeline fait l'objet de contrats avec des clients, et tout augure bien pour que sa construction commence en 2026, sous réserve de l'obtention des approbations requises de l'AUC et de la société. Au troisième trimestre de 2025, l'AUC a approuvé la demande d'évaluation des besoins pour le projet. Cette approbation, qui constitue l'un des deux principaux dépôts réglementaires devant être approuvés par l'AUC pour que le projet puisse aller de l'avant, marque une étape importante dans le développement de l'infrastructure énergétique de l'Alberta. La société a déposé une demande distincte pour une centrale le 4 novembre 2025 afin d'obtenir l'approbation de l'AUC pour la construction. Une audience avec l'AUC est prévue en mai 2026 et une décision est attendue d'ici le troisième trimestre de 2026. Les calendriers de construction et d'exécution seront finalisés à la suite de l'approbation de la demande pour la centrale et de la sélection des entrepreneurs généraux.
La société prévoit financer le développement du projet Yellowhead, conformément à sa structure de capital réglementée, soit 63 pour cent de capitaux empruntés et 37 pour cent de capitaux propres. Les capitaux empruntés devraient provenir de l'émission de débentures en 2026 et en 2027. Les capitaux propres devraient être composés des flux de trésorerie générés en interne, des apports en capitaux propres de Canadian Utilities et des apports des communautés autochtones partenaires qui devraient représenter jusqu'à 30 pour cent de cette portion du financement. En 2025, la société mère de CU Inc., Canadian Utilities, a émis pour 500 M$ d'obligations subordonnées à taux fixe-fixe et 200 M$ d'actions privilégiées afin de préfinancer la quasi-totalité de son apport en capitaux propres.
- 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 construction de la ligne au premier trimestre de 2026, soit plus tôt que prévu. 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$. Ce projet fournira plus de 1 500 mégawatts au réseau électrique de l'Alberta, contribuera à l'intégration de l'énergie renouvelable dans la province et permettra de transporter de l'électricité dans les comtés de Red Deer, de Lacombe et de Stettler.
Stratégie de financement
Pour financer les besoins en capitaux empruntés de la société, la société prévoit émettre des débentures chaque année pendant la durée du plan de dépenses en immobilisations quinquennal (2026-2030). Concernant les besoins en capitaux propres, en plus des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et des 0,7 G$ financés en 2025, la société prévoit lever un montant supplémentaire de 0,8 G$ en titres de capitaux propres 1) pendant la durée du plan de dépenses en immobilisations quinquennal (2026-2030) afin de financer la portion capitaux propres de l'investissement. Le plan de dépenses en immobilisations quinquennal (2026-2030) actuel ne nécessite pas de capitaux propres pour financer la croissance des entreprises de services publics réglementés.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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. 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
ACCÉLÉRATION DES ÉVALUATIONS DES GRANDS PROJETS
Au cours du premier trimestre de 2026, le Canada et sept provinces ont conclu des ententes de collaboration en ce qui a trait aux évaluations environnementales et aux évaluations d'impact, établissant le principe « un projet, une évaluation », qui a pour but de réduire les doubles emplois et d'améliorer l'efficacité du processus d'approbation des grands projets. Ces ententes favorisent une meilleure coordination entre le gouvernement fédéral et les provinces pour la mise en œuvre en temps opportun de projets d'infrastructure de grande envergure, notamment de ports, de corridors de transport et de projets liés à l'énergie, tout en maintenant les normes environnementales et les exigences en matière de consultation des peuples autochtones.
CADRE D'ÉQUIVALENCE CANADA-ALBERTA CONCERNANT LES ÉMISSIONS DE MÉTHANE
Au cours du premier trimestre de 2026, le Canada et l'Alberta ont annoncé un accord de principe visant à établir un cadre d'équivalence concernant les émissions de méthane du secteur du pétrole et du gaz. Le cadre proposé a pour objectif de réduire de 75 pour cent les émissions de méthane par rapport aux niveaux de 2014 d'ici 2035 et permettrait à l'Alberta de mettre en œuvre un régime de réglementation fondé sur la performance combinant la réglementation provinciale, les crédits de compensation et les investissements ciblés. Une fois finalisé, le cadre permettrait la suspension de la réglementation fédérale concernant le méthane en Alberta, à condition que des réductions d'émissions équivalentes soient réalisées. L'approche comprend la vérification indépendante par un tiers, la publication des résultats et des mesures correctives si les objectifs ne sont pas atteints. L'accord proposé s'appuie sur le Protocole d'accord entre le Canada et l'Alberta annoncé en novembre 2025 et est assujetti à une période de consultation publique de 60 jours. L'accord devrait être mis en œuvre le 1er janvier 2027 au plus tard, pour une durée prévue de dix ans.
PROJET DE LOI C-15 ET CADRE CONCERNANT L'INVESTISSEMENT CLIMATIQUE
Au cours du premier trimestre de 2026, les mesures de mise en œuvre du budget fédéral introduites à la fin de 2025 par l'intermédiaire du projet de loi C-15 sont entrées en vigueur, établissant le cadre législatif de plusieurs incitatifs fiscaux et incitatifs à l'investissement pour les entreprises capitalistiques. Le projet de loi C-15 ne constitue pas une stratégie autonome en matière de compétitivité climatique; il met plutôt en œuvre des mesures visant à influer sur le calendrier, la structure et la rentabilité des investissements en capital, en particulier ceux dans les infrastructures, l'énergie et les actifs liés aux technologies propres. Ces mesures comprennent la déduction pour amortissement accélérée et des crédits d'impôt pour les investissements dans les technologies et les énergies propres, ce qui pourrait avoir une incidence sur la façon dont les dépenses en immobilisations admissibles sont évaluées à des fins fiscales et sur la façon dont les incitatifs à l'investissement sont comptabilisés au fil du temps. Par conséquent, la mise en œuvre et l'interprétation de ces mesures peuvent influer sur les décisions liées à la répartition du capital, l'échelonnement des investissements et le calendrier des déductions et des crédits d'impôt, et peuvent nécessiter des jugements révisés en matière de planification fiscale et de présentation de l'information financière.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
SUSPENSION DE LA TAXE D'ACCISE FÉDÉRALE SUR LE CARBURANT POUR L'ESSENCE ET LE DIESEL
En réponse à l'incertitude mondiale et à la hausse des coûts du carburant, le gouvernement du premier ministre Mark Carney a pris des mesures afin de renforcer l'économie canadienne et de réduire le coût de la vie pour les Canadiens. Dans le cadre de ces efforts, le gouvernement a annoncé la suspension temporaire de la taxe d'accise fédérale sur l'essence, le combustible diesel et les carburants d'aviation, du 20 avril 2026 au 7 septembre 2026, ce qui permettra aux Canadiens d'économiser 10 cents par litre d'essence et 4 cents par litre de diesel. Cette mesure vise à réduire les coûts pour les consommateurs et à diminuer les charges d'exploitation des entreprises dans certains secteurs d'activité, comme le camionnage, l'alimentation, l'agriculture et la construction.
ALBERTA
ACCÉLÉRATION DE L'APPROBATION DES GRANDS PROJETS
Au cours du premier trimestre de 2026, l'Alberta a présenté le projet de loi 30, intitulé Expedited 120-Day Approvals Act, qui propose un processus provincial simplifié visant à accélérer l'approbation réglementaire des grands projets admissibles. Si elle est adoptée, cette loi établirait un délai d'approbation de 120 jours pour les projets désignés par le cabinet à la suite d'un examen gouvernemental centralisé et d'un décret. Pour être admissibles, les projets devront correspondre aux priorités provinciales, démontrer leur importance stratégique pour l'économie, respecter un seuil minimal d'investissement en capital de 250 M$ et avoir fait des progrès significatifs en matière d'évaluation environnementale et de consultation des peuples autochtones.
Le cadre proposé vise à améliorer la coordination entre les organismes de réglementation provinciaux, tout en maintenant les exigences environnementales existantes, l'obligation de consulter de la Couronne et les droits autochtones protégés par la Constitution, qui pourraient continuer d'être examinés au cours du processus accéléré.
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.
Le rapport sur la durabilité de 2025 du groupe ATCO, qui sera publié en mai 2026, sera axé sur les sujets suivants et présentera une mise à jour sur les objectifs et les ambitions en matière de durabilité.
- Gouvernance et responsabilité d'entreprise – gouvernance d'entreprise, éthique des affaires, responsabilité à l'égard de la chaîne d'approvisionnement, relations gouvernementales et défense des intérêts politiques;
- Résilience et sécurité – fiabilité et disponibilité du réseau, cybersécurité, préparation et réaction aux urgences, santé et sécurité publiques et sécurité et bien-être du personnel et des sous-traitants;
- Transition énergétique et environnement – transition énergétique, émissions de gaz à effet de serre, utilisation des terres et biodiversité;
- Personnes et partenaires – relations avec les Autochtones, engagement et investissements communautaires, expérience client et satisfaction de la clientèle, recrutement, rétention et perfectionnement des employés, et diversité, équité et inclusion.
Le rapport sur la durabilité, les documents de référence sur le cadre de durabilité, des renseignements supplémentaires sur la gouvernance, les informations sur l'évaluation des enjeux importants 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 les premiers trimestres de 2026 et de 2025. 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.
| Trimestres clos les 31 mars | |||
|---|---|---|---|
| (en millions de dollars) | 2026 | 2025 | Variation |
| Charges d'exploitation | 394 | 403 | (9) |
| Dotation aux amortissements | 158 | 151 | 7 |
| Charges financières, montant net | 93 | 93 | – |
| Charge d'impôt | 62 | 61 | 1 |
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 diminué de 9 M$ au premier trimestre de 2026 par rapport à la période correspondante de 2025, ce qui s'explique surtout les économies de coûts réalisées ainsi que par les coûts comptabilisés au premier trimestre de 2025 en lien avec la restructuration 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. Cette baisse a été partiellement contrebalancée par la hausse des coûts du combustible et par l'augmentation des charges refacturées (charges pour lesquelles un produit des activités ordinaires équivalent et compensatoire est comptabilisé et qui n'a aucun effet net sur le résultat établi selon les IFRS).
DOTATION AUX AMORTISSEMENTS
La dotation aux amortissements a augmenté de 7 M$ pour le premier trimestre de 2026 comparativement à celle de la période correspondante de 2025, principalement en raison des investissements en capital continus.
CHARGES FINANCIÈRES, MONTANT NET
Le montant net des charges financières pour le premier trimestre de 2026 a été comparable à celui de la période correspondante de 2025.
CHARGE D'IMPÔT
L'impôt sur le résultat pour le premier trimestre de 2026 est demeuré stable par rapport à celui de la période correspondante de 2025. La diminution de la charge d'impôt exigible découlant de l'adoption du projet de loi C-15 a été effacée par une augmentation correspondante de l'impôt différé aux fins des IFRS.
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.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
NOTATIONS
Le tableau suivant présente les notations attribuées à CU Inc. au 31 mars 2026.
| 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+ |
FACILITÉS DE CRÉDIT
Au 31 mars 2026, CU Inc. et ses filiales disposaient des facilités de crédit suivantes :
| (en millions de dollars) | Total | Utilisé | Disponible |
|---|---|---|---|
| Facilités engagées à long terme | 900 | – | 900 |
| Facilités non engagées | 100 | 56 | 44 |
| Total | 1 000 | 56 | 944 |
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 2027 et 2028, 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 31 mars 2026, la position en trésorerie de la société se chiffrait à 15 M$, soit une augmentation de 4 M$ par rapport au 31 mars 2025 et une diminution de 8 M$ par rapport au 31 décembre 2025. Le tableau suivant présente les variations de trésorerie pour les premiers trimestres de 2026 et de 2025.
| Trimestres clos les 31 mars | |||
|---|---|---|---|
| (en millions de dollars) | 2026 | 2025 | Variation |
| Situation de trésorerie au début de la période | 23 | (163) | 186 |
| Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) : | |||
| Activités d'exploitation | 564 | 604 | (40) |
| Activités d'investissement | (328) | (338) | 10 |
| Activités de financement | (244) | (92) | (152) |
| Situation de trésorerie à la fin de la période | 15 | 11 | 4 |
La position en trésorerie se chiffrait à 23 M$ à l'ouverture du premier trimestre de 2026, soit une hausse de 186 M$ par rapport à celle de la période correspondante de 2025, principalement en raison de l'augmentation des émissions de titres de créance à long terme.
Activités d'exploitation
Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 564 M$ pour le premier trimestre de 2026, en baisse de 40 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2025. Cette diminution s'explique principalement en raison de l'élimination de la tarification du carbone par le gouvernement du Canada en 2025 et par le calendrier de recouvrement des créances d'exploitation des entreprises de distribution et de transport de gaz naturel, facteurs partiellement contrebalancés par l'augmentation des apports de clients dans l'entreprise de transport d'électricité.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
Activités d'investissement
Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement se sont chiffrés à 328 M$ pour le premier trimestre de 2026, en baisse de 10 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2025, principalement en raison du calendrier des projets d'investissement, en partie contrebalancé par le calendrier de règlement des charges à payer liées aux projets d'investissement.
Flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations
Le tableau suivant présente les dépenses en immobilisations pour les premiers trimestres de 2026 et de 2025.
| (en millions de dollars) | 2026 | 2025 | Variation |
|---|---|---|---|
| Distribution d'électricité | 99 | 95 | 4 |
| Transport d'électricité | 52 | 96 | (44) |
| Distribution de gaz naturel | 110 | 90 | 20 |
| Transport de gaz naturel | 47 | 64 | (17) |
| Total 1), 2) | 308 | 345 | (37) |
1) Comprend des entrées d'immobilisations corporelles et incorporelles ainsi qu'un montant de 9 M$ (5 M$ en 2025) pour le premier trimestre de 2026 au titre des intérêts inscrits au coût des actifs pendant la construction.
2) Comprend des dépenses en immobilisations de 42 M$ pour le premier trimestre de 2026 (23 M$ en 2025) qui ont été financées par les apports de clients.
Les flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations se sont chiffrés à 308 M$ pour le premier trimestre de 2026, en baisse de 37 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2025, principalement en raison du calendrier des investissements de maintien liés aux projets et des mises à niveau de l'infrastructure des entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel, facteur en partie contrebalancé par l'augmentation des dépenses liées aux mises à niveau continues des systèmes et aux projets de croissance.
Activités de financement
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont chiffrés à 244 M$ pour le premier trimestre de 2026, en hausse de 152 M$ par rapport à ceux de la période correspondante de 2025, principalement en raison de l'augmentation des remboursements sur la dette.
Remboursement sur la dette
Au premier trimestre de 2026, CU Inc. a remboursé un montant de 125 M$ sur une facilité de crédit renouvelable non garantie.
CAPITAL-ACTIONS
Les actions de CU Inc. se composent d'actions de catégorie A et de catégorie B.
Au 4 mai 2026, 3 570 322 actions de catégorie A et 2 188 262 actions de catégorie B de la société étaient en circulation.
ACTIONS PRIVILÉGIÉES
Après la clôture du trimestre, CU Inc. a annoncé qu'elle avait avisé l'actionnaire inscrit détenant des actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 4 de son droit de conversion et des taux de dividende applicables. CU Inc. publiera un communiqué de presse avec les résultats de la conversion au plus tard le 25 mai 2026.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
INFORMATIONS TRIMESTRIELLES
Le tableau suivant présente les informations financières des huit trimestres clos du 30 juin 2024 au 31 mars 2026.
| (en millions de dollars) | T2 2025 | T3 2025 | T4 2025 | T1 2026 |
|---|---|---|---|---|
| Produits des activités ordinaires | 701 | 656 | 803 | 915 |
| Bénéfice de la période | 89 | 67 | 81 | 208 |
| Résultat ajusté 1) | ||||
| Électricité 2) | 81 | 83 | 80 | 90 |
| Gaz naturel 2) | 20 | 1 | 101 | 141 |
| Financement et autres activités 2) et éliminations intersectorielles | – | – | – | – |
| Total du résultat ajusté 1) | 101 | 84 | 181 | 231 |
| (en millions de dollars) | T2 2024 | T3 2024 | T4 2024 | T1 2025 |
| Produits des activités ordinaires | 696 | 645 | 822 | 920 |
| Bénéfice de la période | 49 | 63 | 135 | 212 |
| Résultat ajusté 1) | ||||
| Électricité 2) | 76 | 83 | 93 | 86 |
| Gaz naturel 2) | 23 | (4) | 97 | 130 |
| Financement et autres activités 2) et éliminations intersectorielles | (5) | (6) | (5) | (1) |
| Total du résultat ajusté 1) | 94 | 73 | 185 | 215 |
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 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 ajusté a été en partie contrebalancée par la diminution du rendement des capitaux propres (« 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 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.
Le résultat ajusté pour le quatrième trimestre de 2025 a diminué par rapport à celui de la période correspondante de 2024, surtout en raison de la diminution du RCP de 2025, qui s'est établi à 8,97 pour cent, contre 9,28 pour cent en 2024, ainsi que de 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, facteurs en partie compensés par l'accroissement de la base de tarification et par des économies de coûts. De plus, la baisse du résultat est en partie attribuable aux ajustements d'impôts comptabilisés au quatrième trimestre de 2024 par l'entreprise de distribution d'électricité.
Le résultat ajusté pour le premier trimestre de 2026 a été supérieur à celui de la période correspondante de 2025, principalement du fait de l'accroissement de la base de tarification et de la diminution de la charge d'impôt découlant de l'adoption du projet de loi C-15 en mars 2026.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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 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. Les coûts de restructuration engagés en 2025 s'inscrivaient dans la continuité des activités de restructuration amorcées en 2024.
- À chacun des quatre trimestres de 2025, la société a comptabilisé des coûts de transition des TI de 7 M$ (après impôt), de 4 M$ (après impôt), de 2 M$ (après impôt) et de 4 M$ (après impôt), respectivement. Les activités de transition ont commencé le 1er janvier 2025 et se sont terminées au quatrième trimestre de 2025. 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.
- Au quatrième trimestre de 2025, la société a comptabilisé des pertes de valeur et des radiations d'actifs de 42 M$ (après impôt). Ces pertes de valeur et radiations d'actifs concernent certains actifs liés à l'hydrogène au sein du secteur de la distribution de gaz naturel, qui ont été touchés par l'incertitude entourant la réglementation, certaines centrales électriques de l'entreprise de transport d'électricité qui ont été fermées et les stocks de l'entreprise de transport de gaz naturel.
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 le trimestre clos le 31 mars 2026. 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.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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 perte) de la période. Un total des mesures sectorielles comparable pour la période correspondante de 2025 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.
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.
Résultat ajusté
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 figure dans le présent rapport de gestion.
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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.
Le tableau suivant présente 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 31 mars
| 2026 | Électricité | Gaz naturel | Financement et autres activités | Éliminations intersectorielles | Chiffres consolidés |
|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | |||||
| Produits des activités ordinaires | 373 | 546 | - | (4) | 915 |
| 367 | 555 | - | (2) | 920 | |
| Résultat ajusté | 90 | 141 | - | - | 231 |
| 86 | 130 | (1) | - | 215 | |
| Activités à tarifs réglementés | (20) | (4) | - | - | (24) |
| (7) | 20 | - | - | 13 | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | (1) | - | - | - | (1) |
| (1) | - | - | - | (1) | |
| Transition des services gérés de TI | - | - | - | - | - |
| (3) | (4) | - | - | (7) | |
| Restructuration | - | - | - | - | - |
| (6) | (4) | - | - | (10) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | 1 | 1 | - | - | 2 |
| 1 | 1 | - | - | 2 | |
| Bénéfice (perte) de la période | 70 | 138 | - | - | 208 |
| 70 | 143 | (1) | - | 212 |
ACTIVITÉS À TARIFS RÉGLEMENTÉS
ATCO Electric Transmission, ATCO Electric Distribution, ATCO Electric Yukon, Naka Power Utilities (NWT) Ltd. (« Naka »), ATCO Gas et ATCO Pipelines sont désignées collectivement les « entreprises de services publics réglementées » ou les « entreprises de services publics ».
13 RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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 la comptabilisation des activités à tarifs réglementés dans son information financière interne destinée à la haute direction, qui 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.
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 2026 DE CU INC.
Pour les premiers trimestres de 2026 et de 2025, 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 31 mars | ||
|---|---|---|---|
| 2026 | 2025 | Variation | |
| Produits supplémentaires facturés au cours de la période considérée | |||
| Frais futurs d'enlèvement et de remise en état des lieux 1) | 39 | 33 | 6 |
| Produits à facturer au cours de périodes ultérieures | |||
| Impôt différé 2) | (53) | (37) | (16) |
| Incidence du temps plus chaud 3) | (10) | (1) | (9) |
| Règlement des décisions d'ordre réglementaire et autres éléments | |||
| Remboursements aux clients liés au processus de réouverture de la RFR2 4) | (20) | – | (20) |
| Autres 5) | 20 | 18 | 2 |
| (24) | 13 | (37) |
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 de la décision rendue par l'AUC le 28 mai 2025 sur la réouverture de la RFR2, les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel ont remboursé aux clients un montant de 10 M$ (après impôt) et de 10 M$ (après impôt), respectivement, au cours du trimestre clos le 31 mars 2026 (néant en 2025). Compte tenu des montants remboursés aux clients pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel ont maintenant remboursé le montant total exigé par l'AUC dans sa décision concernant la réouverture de la RFR2, soit 28 M$ (après impôt) (35 M$ avant impôt) pour l'entreprise de distribution d'électricité et 28 M$ (après impôt) (36 M$ avant impôt) pour l'entreprise de distribution de gaz naturel.
5) Au cours du trimestre clos le 31 mars 2026, l'entreprise de distribution de gaz naturel a enregistré une augmentation de 18 M$ (après impôt) (17 M$ après impôt en 2025) de son bénéfice liée à des recouvrements auprès de clients relativement au règlement des coûts pour équilibrer les charges et des soldes des comptes de report liés aux effets des conditions météorologiques.
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. Le montant exclu du résultat ajusté pour le premier trimestre de 2026 s'élève à 1 M$ (après impôt) (1 M$ après impôt en 2025).
TRANSITION DES SERVICES GÉRÉS DE TI
Au cours du premier trimestre de 2025, la société a comptabilisé des coûts de transition des TI de 7 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 étaient pratiquement terminées au quatrième trimestre de 2025. Puisque ces coûts ne figurent pas dans le cours normal des activités, ils ont été exclus du résultat ajusté.
RESTRUCTURATION
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. Puisque ces coûts ne figurent pas dans le cours normal des activités, ils ont été exclus du résultat ajusté.
15 RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
RAPPROCHEMENT DU RÉSULTAT AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE DE LA PÉRIODE PAR SECTEUR
Le tableau suivant présente 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 31 mars
| 2026 | CU Inc. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | Électricité | Gaz naturel | Total | ||||
| Distribution d'électricité | Transport d'électricité | Total – Électricité | Distribution de gaz naturel | Transport de gaz naturel | Total – Gaz naturel | ||
| Résultat ajusté | 45 | 45 | 90 | 113 | 28 | 141 | 231 |
| 41 | 45 | 86 | 103 | 27 | 130 | 216 | |
| Activités à tarifs réglementés | (15) | (5) | (20) | - | (4) | (4) | (24) |
| - | (7) | (7) | 23 | (3) | 20 | 13 | |
| Décision concernant des questions liées aux TI | (1) | - | (1) | - | - | - | (1) |
| (1) | - | (1) | - | - | - | (1) | |
| Transition des services gérés de TI | - | - | - | - | - | - | - |
| (3) | - | (3) | (4) | - | (4) | (7) | |
| Restructuration | - | - | - | - | - | - | - |
| (4) | (2) | (6) | (2) | (2) | (4) | (10) | |
| Dividendes sur les actions privilégiées de la société | - | 1 | 1 | 1 | - | 1 | 2 |
| - | 1 | 1 | 1 | - | 1 | 2 | |
| Bénéfice de la période | 29 | 41 | 70 | 114 | 24 | 138 | 208 |
| 33 | 37 | 70 | 121 | 22 | 143 | 213 |
AUTRES INFORMATIONS FINANCIÈRES
CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE
L'attestation des documents intermédiaires pour la période close le 31 mars 2026 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 janvier 2026 au 31 mars 2026.
ADOPTION DES NORMES COMPTABLES MODIFIÉES
Règlement par paiement électronique
La société a adopté les modifications d'IFRS 9 Instruments financiers avec prise d'effet le 1er janvier 2026. Les modifications clarifient la date de comptabilisation et de décomptabilisation des actifs et des passifs financiers, y compris l'introduction d'une nouvelle exception pour les passifs financiers réglés au moyen d'un système de paiement électronique. L'adoption des modifications n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers consolidés intermédiaires non audités de la société.
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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 la présente notice annuelle porte notamment, sans s'y limiter, sur les plans stratégiques et la stratégie d'investissement de la société; le versement de dividendes; la publication à venir du rapport sur la durabilité d'ATCO, qui présentera une mise à jour sur les objectifs et les ambitions en matière de durabilité les occasions de croissance, d'expansion et de diversification prévues; la date prévue de début, d'achèvement ou d'exploitation commerciale des activités, des contrats ou des projets; les modalités ou la date d'échéance 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; l'ampleur prévue et la capacité prévue de stockage, de production ou de transport des unités d'affaires, des actifs et des projets; l'ampleur, les caractéristiques et la capacité de livraison de gaz naturel supplémentaire prévues du projet de Yellowhead, les dépenses en immobilisations prévues pour le projet Yellowhead, le nombre de demandes réglementaires et les dates prévues pour le début de la construction du projet Yellowhead et pour sa mise en service; les attentes concernant la structure de financement de Yellowhead, y compris les sources de financement par capitaux propres et par emprunt, ainsi que la participation éventuelle de capitaux autochtones au 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 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 la stratégie de financement de la société pour les besoins en capitaux empruntés et en capitaux propres d'ATCO Energy Systems, notamment les émissions de débentures prévues pendant la durée du plan de dépenses en immobilisations quinquennal (2026-2030), les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, le financement de 0,7 G$ obtenu en 2025 et un montant supplémentaire de 0,8 G$ à lever en titres de capitaux propres, et l'absence de recours aux capitaux propres pour financer la croissance des entreprises de services publics réglementées; le droit de conversion dont disposent les porteurs d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 4 de CU Inc. et le moment prévu de l'annonce des résultats de la conversion; 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, 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'approbation des dépenses en immobilisations; les approbations réglementaires permettant le recouvrement des dépenses en immobilisations engagées avec prudence et pour obtenir un rendement équitable du capital investi; certaines demandes d'ordre réglementaire présentées et approuvées; 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; 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
RAPPORT DE GESTION DE 2026 DE CU INC.
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; les coûts d'emprunt futurs attendus et les taux d'intérêt; et d'autres hypothèses sur lesquelles reposent les prévisions de la direction quant à l'information prospective mentionnée aux présentes.
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 2025.
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.
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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 2025, les états financiers consolidés intermédiaires non audités pour le trimestre clos le 31 mars 2026 et la plus récente notice annuelle datée du 31 mars 2026, sont accessibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca.
Il est également possible d'obtenir des exemplaires de ces documents 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.
entreprises de services publics ou entreprises de services publics réglementées s'entend des entreprises de distribution d'électricité, de transport d'électricité, de distribution de gaz naturel et de transport de gaz naturel et de leurs filiales.
ESG s'entend des critères environnementaux, sociaux et de gouvernance.
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.
RFR s'entend de la réglementation fondée sur le rendement.
société s'entend de CU Inc. et comprend, sauf si le contexte l'exclut, ses filiales.
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