CU Inc. — Interim / Quarterly Report 2023

Aug 10, 2023

CU INC. RAPPORT DE GESTION

SEMESTRE CLOS LE 30 JUIN 2023

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 semestre clos le 30 juin 2023 et qui ont eu une incidence sur ses résultats.

Ce rapport de gestion a été établi en date du 26 juillet 2023 et doit être lu à la lumière des états financiers consolidés intermédiaires non audités de la société pour le semestre clos le 30 juin 2023. 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 2022 de la société sont accessibles sur SEDAR+, à l'adresse www.sedarplus.ca. Les informations présentées dans le rapport de gestion de l'exercice clos le 31 décembre 2022 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.

Performance des entreprises de services publics	2
Faits récents d'ordre réglementaire	4
Durabilité, changements climatiques et transition énergétique	4
Autres charges et produits	5
Situation de trésorerie et sources de financement	6
Capital-actions	8
Informations trimestrielles	9
Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR	10
Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période	11
Autres informations financières	17
Glossaire	19

PERFORMANCE DES ENTREPRISES DE SERVICES PUBLICS

PRODUITS DES ACTIVITÉS ORDINAIRES

Les produits des activités ordinaires des entreprises de services publics se sont chiffrés à 670 M\$ et à 1 547 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, soit une baisse de 68 M\$ et de 108 M\$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2022, principalement en raison des économies de coûts réalisées par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel pendant la durée de la deuxième génération de réglementation fondée sur le rendement (« RFR »), qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023, et de la décision de l'AUC de maximiser le recouvrement des produits différés de 2021 en 2022 à la suite de l'allégement tarifaire accordé aux clients en 2021. En outre, les produits des activités ordinaires de l'entreprise de transport d'électricité ont diminué du fait de l'approbation du règlement amiable négocié, qui tient compte de la cessation du recouvrement ainsi que du remboursement d'impôts différés fédéraux perçus antérieurement. Ces mesures n'ont pas d'incidence importante sur le résultat ajusté, mais réduiront les produits des activités ordinaires et les flux de trésorerie de 2023 à 2025, puisqu'elles procureront un allégement tarifaire aux clients. La baisse des produits des activités ordinaires a été contrebalancée en partie par la hausse des produits refacturés dans l'entreprise de distribution d'électricité.

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
(en millions de dollars)	2023	2022	Variation	2023	2022	Variation
Électricité
Distribution d'électricité 1)	27	41	(14)	65	88	(23)
Transport d'électricité 1)	37	44	(7)	81	87	(6)
Total – Électricité	64	85	(21)	146	175	(29)
Gaz naturel
Distribution de gaz naturel 1)	—	12	(12)	88	111	(23)
Transport de gaz naturel 1)	23	23	—	48	46	2
Total – Gaz naturel	23	35	(12)	136	157	(21)
Siège social et autres activités et éliminations intersectorielles	—	—	—	(1)	(1)	—
Total – Entreprises de services publics 2)	87	120	(33)	281	331	(50)

RÉSULTAT AJUSTÉ

1) De plus amples informations concernant ces mesures non conformes aux PCGR sont données aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période » du présent rapport de gestion.

2) De plus amples informations concernant ce total des mesures sectorielles sont données aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période » du présent rapport de gestion.

Le résultat ajusté des entreprises de services publics a été de 87 M\$ et de 281 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, soit une baisse de 33 M\$ et de 50 M\$ par rapport à celui des périodes correspondantes de 2022, surtout en raison des économies de coûts réalisées par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel pendant la durée de la deuxième génération de RFR, qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023. Au premier semestre de 2023, la baisse du résultat a été en partie compensée par l'accroissement de la base de tarification et par les nouvelles économies de coûts réalisées en 2023 pour les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel.

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 27 M\$ et à 65 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, soit une baisse de 14 M\$ et de 23 M\$ par rapport aux périodes correspondantes de 2022, surtout en raison des économies de coûts réalisées par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel pendant la durée de la deuxième génération de RFR, qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023, en partie contrebalancées par les nouvelles économies de coûts réalisées en 2023 et l'accroissement de la base de tarification.

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 chiffré à 37 M\$ et à 81 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, en baisse de 7 M\$ et de 6 M\$ par rapport aux périodes correspondantes de 2022, ce qui s'explique essentiellement par les décisions relatives aux demandes de report pour les exercices 2018 à 2021 rendues par l'AUC au cours du deuxième trimestre, qui rejettent les demandes de recouvrement des rendements perdus dans le cadre de certains projets annulés.

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 a été de 12 M\$ et de 23 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, soit une baisse par rapport à celui des périodes correspondantes de 2022, surtout en raison des économies de coûts réalisées pendant la durée de la deuxième génération de RFR, qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023. La baisse du résultat a été compensée en partie par l'accroissement de la base de tarification et par les nouvelles économies de coûts réalisées au cours du premier semestre de 2023.

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.

Pour le deuxième trimestre de 2023, l'entreprise de transport de gaz naturel a enregistré un résultat ajusté de 23 M\$, soit un montant comparable à celui de la période correspondante de 2022.

Le résultat ajusté de l'entreprise de transport de gaz naturel à l'échelle internationale s'est établi à 48 M\$ pour le premier semestre de 2023, en hausse de 2 M\$ par rapport à celui de la période correspondante de 2022, en raison essentiellement de l'accroissement de la base de tarification.

SIÈGE SOCIAL ET AUTRES ACTIVITÉS ET ÉLIMINATIONS INTERSECTORIELLES

Compte tenu des éliminations intersectorielles, le résultat ajusté du secteur Siège social et autres activités pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023 a été comparable à celui des périodes correspondantes de 2022.

FAITS RÉCENTS

Nouvelles marques

Nous sommes en cours de processus de lancement d'une nouvelle marque. ATCO Energy Systems sera la nouvelle marque de notre entreprise de services publics liés à l'électricité et au gaz. Cette marque devrait être entièrement lancée et intégrée à notre marketing et à nos communications au courant de l'année.

Ces changements n'ont aucune incidence sur les secteurs présentés dans nos documents externes pour la présente période.

Nomination à un poste de direction

Alors que nous tournons notre regard vers l'avenir, nous sommes heureux d'annoncer la nomination à des postes de direction suivante, avec prise d'effet le 1 er juillet 2023 :

Wayne Stensby a été nommé chef de l'exploitation d'ATCO Energy Systems, nouvelle marque de notre entreprise de services publics liés à l'électricité et au gaz.

FAITS RÉCENTS D'ORDRE RÉGLEMENTAIRE

QUESTIONS COURANTES

Clause de réouverture de la réglementation fondée sur le rendement

Le 30 juin 2023, l'AUC a entamé un processus pour les entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel, car celles-ci ont déclenché la clause de réouverture en 2022, soit la dernière année de la deuxième génération de RFR. La clause de réouverture de la RFR est déclenchée si le résultat d'une entreprise de services publics s'écarte de +/-500 points de base du rendement des capitaux propres (« RCP ») approuvé sur un an ou de +/- 300 points de base sur deux ans de suite. Dans le cadre de ce processus, l'AUC déterminera si une réouverture du cadre conceptuel des entreprises de distribution d'électricité et de gaz naturel pour la période de 2018 à 2022 est nécessaire, et si des changements à celui-ci doivent être appliqués.

Comme c'était le cas pour la première génération de RFR, l'augmentation des résultats pendant la deuxième génération de RFR découle directement de la réaction de la direction à l'incitatif à mettre en œuvre des mesures d'amélioration de l'efficacité, et non à une lacune dans le cadre conceptuel de RFR. Nous ne nous attendons donc pas à ce que des changements soient appliqués à la suite du processus.

TRANSPORT D'ÉLECTRICITÉ

Demande de report d'ATCO Electric Transmission pour les exercices 2018 à 2021

Le 26 avril 2023, l'AUC a rendu une décision concernant la demande de report d'ATCO Electric au sujet de la cession de ses comptes de report au titre du transport et d'ajustements liés aux dépôts annuels pour les exercices 2018 à 2021. Même si, dans sa décision, l'AUC a rejeté les demandes de recouvrement des rendements perdus dans le cadre de certains projets annulés et de certaines entrées d'immobilisations, elle a approuvé la majorité des ajouts à la base de tarification.

Demande générale de hausse tarifaire d'ATCO Electric Transmission pour les exercices 2023 à 2025

Le 19 mai 2022, ATCO Electric Transmission a déposé une demande générale de hausse tarifaire visant ses activités pour 2023, 2024 et 2025. Un règlement négocié global a été conclu en décembre 2022 entre tous les intervenants participants, et un formulaire de règlement a été déposé auprès de l'AUC en janvier 2023. Le 5 mai 2023, l'AUC a approuvé le règlement amiable négocié dans son entièreté. Certains éléments ont été exclus du règlement négocié, notamment une demande de recouvrement d'un ajustement non récurrent au titre de l'amortissement en lien avec l'usine de Jasper Palisades. L'AUC a refusé ce recouvrement, ce qui a entraîné une perte de valeur de l'actif.

DURABILITÉ, CHANGEMENTS CLIMATIQUES ET TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Au sein du groupe ATCO (y compris CU Inc.), nous équilibrons les enjeux économiques, environnementaux et sociaux à court et à long terme en créant de la valeur pour nos clients, nos employés, notre actionnaire et nos partenaires communautaires et autochtones. À titre de fournisseur de services essentiels dans diverses collectivités, nous faisons preuve d'inclusion dans notre façon de répondre aux besoins de la société d'aujourd'hui et des générations futures tout en assurant de façon constante et en toute sécurité des services fiables et abordables.

Les paragraphes qui suivent décrivent les engagements pris par ATCO, la société mère ultime de CU Inc.

RAPPORT SUR LA DURABILITÉ ET CIBLES ESG

Le rapport sur la durabilité de 2022 d'ATCO, publié en avril 2023, est axé sur les sujets d'importance suivants :

• Transition énergétique transition énergétique et innovation, ainsi que l'accès à l'énergie et les moyens abordables d'y accéder;
• Changements climatiques et responsabilité environnementale changements climatiques et émissions de GES, ainsi que la responsabilité environnementale;
• Fiabilité et résilience opérationnelles fiabilité et disponibilité des réseaux, préparation et réaction aux urgences ainsi que la résilience de la chaîne d'approvisionnement et la responsabilité à ce titre;
• Personnes diversité, équité et inclusion, ainsi que la santé et la sécurité au travail et la santé et la sécurité du public;
• Relations avec les collectivités et les Autochtones participation des Autochtones, occasions économiques et réconciliation, ainsi que la participation de la collectivité et l'investissement dans la collectivité.

En janvier 2022, ATCO a annoncé son engagement à atteindre la carboneutralité d'ici 2050 ainsi qu'un ensemble initial de cibles ESG pour 2030. Le conseil d'administration d'ATCO reconnaît et appuie entièrement l'engagement à l'égard de la carboneutralité et les cibles de 2030, et convient que ces engagements et cibles s'harmonisent avec notre orientation stratégique. L'atteinte de la carboneutralité d'ici 2050 est un enjeu sociétal qu'aucune personne, aucune entreprise ou aucun gouvernement ne peut relever seul. Cela nécessitera une collaboration sans précédent entre tous les intervenants, ainsi qu'une feuille de route éclairée, pragmatique et abordable des décideurs pour réunir, à un rythme soutenu, les investissements et l'expertise nécessaires du secteur privé.

Le rapport sur la durabilité tient compte des normes internationales Global Reporting Initiative. Le rapport tient aussi compte des recommandations du Sustainability Accounting Standards Board et du Groupe de travail sur l'information financière relative aux changements climatiques du Conseil de stabilité financière.

Le rapport sur la durabilité de 2022, des données sur les critères ESG, des renseignements sur la gouvernance d'entreprise, l'évaluation de nos enjeux importants et d'autres informations sont disponibles sur notre site Web, à l'adresse www.canadianutilities.com.

CHANGEMENTS CLIMATIQUES ET TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Pour contribuer à un avenir carboneutre, CU Inc. poursuit ses initiatives visant à intégrer des combustibles moins polluants et des énergies renouvelables. Il s'agit notamment de trouver des façons de moderniser nos infrastructures énergétiques afin de tenir compte de sources d'énergie nouvelles et novatrices, ainsi que des façons de mieux utiliser l'énergie. Nous décarbonisons nos activités et permettons à nos clients de faire la transition vers des sources d'énergie à faibles émissions, tout en maintenant la sécurité, la fiabilité et l'abordabilité.

AUTRES CHARGES ET PRODUITS

Le tableau suivant présente un résumé financier des autres charges et produits consolidés pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023 et de 2022. 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		Semestres clos les 30 juin
(en millions de dollars)	2023	2022	Variation	2023	2022	Variation
Charges d'exploitation	338	315	23	714	705	9
Dotation aux amortissements et perte de valeur	149	136	13	290	274	16
Charges financières, montant net	88	88	—	176	180	(4)
Charge d'impôt	18	46	(28)	81	121	(40)

CHARGES D'EXPLOITATION

Les charges d'exploitation, qui s'entendent du total des frais et des charges après déduction de la dotation aux amortissements et perte de valeur, ont augmenté de 23 M\$ au deuxième trimestre de 2023 comparativement à la période correspondante de 2022. Cette augmentation des charges d'exploitation s'explique essentiellement par la hausse des coûts de l'entretien des immobilisations corporelles et des technologies, et des coûts refacturés, en partie contrebalancée par la diminution des droits de franchise dans l'entreprise de distribution de gaz naturel.

Les charges d'exploitation ont augmenté de 9 M\$ pour le premier semestre de 2023 comparativement à la période correspondante de 2022. La hausse des charges d'exploitation s'explique essentiellement par les facteurs énumérés plus haut ainsi que par les frais juridiques et autres coûts liés au litige concernant l'accord-cadre de services conclus avec Wipro Ltd. (« Wipro »), qui a été réglé le 26 février 2023. Cette hausse des charges d'exploitation a été en partie compensée par les coûts engagés en 2022 relativement à la procédure de mise en application de l'AUC, la diminution des droits de franchise dans l'entreprise de distribution de gaz naturel et la baisse des charges liées à l'achat d'électricité après la vente d'une participation donnant le contrôle dans Northland Utilities Enterprises (« NUE ») en 2022.

DOTATION AUX AMORTISSEMENTS ET PERTE DE VALEUR

La dotation aux amortissements et la perte de valeur ont augmenté de 13 M\$ et de 16 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023 par rapport à la période correspondante de 2022, en raison surtout de la perte de valeur de 8 M\$ de certaines centrales électriques qui ont été fermées et dont la valeur résiduelle pour l'entreprise de transport d'électricité est considérée comme nulle et des investissements en capital continus.

CHARGES FINANCIÈRES, MONTANT NET

Le montant net des charges financières pour le deuxième trimestre de 2023 était comparable à celui de la période correspondante de 2022.

Le montant net des charges financières a diminué de 4 M\$ pour le premier semestre de 2023 par rapport à celui de la période correspondante de 2022, en raison surtout des produits d'intérêts plus élevés sur les placements en trésorerie.

CHARGE D'IMPÔT

L'impôt sur le résultat pour le deuxième trimestre de 2023 a diminué de 28 M\$ par rapport à celui de la période correspondante de 2022 en raison surtout de la baisse du bénéfice avant impôt établi selon les IFRS, qui s'explique principalement par la diminution des produits des activités ordinaires.

L'impôt sur le résultat pour le premier semestre de 2023 a diminué de 40 M\$ par rapport à celui de 2022 en raison surtout de la baisse du bénéfice avant impôt établi selon les IFRS, qui s'explique principalement par la diminution des produits des activités ordinaires, et des éléments non déductibles de l'exercice précédent.

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, les marchés boursiers et des titres de créance ainsi que les injections de capitaux de Canadian Utilities Limited. 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 juin 2023.

	DBRS	S&P	Fitch
CU Inc.
Émetteur	A (élevée)	A-	A
Titres de créance non garantis de premier rang	A (élevée)	A-	A
Billets de trésorerie	R-1 (faible)	A-1 (faible)	F2
Actions privilégiées	PFD-2 (élevée)	P-2	BBB+

Le 12 juillet 2023, S&P Global Ratings a, à notre demande, retiré la notation d'émetteur de A- et toutes les notations d'émetteur de titres de créance liées de CU Inc. Au moment du retrait, S&P a confirmé toutes les notations d'émetteurs de CU Inc. ainsi que les perspectives stables de celles-ci. Fitch et DBRS continueront d'établir la notation des titres de CU Inc.

FACILITÉS DE CRÉDIT

Au 30 juin 2023, 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	32	68
Total	1 000	32	968

Des facilités de crédit totales de 1 000 M\$, 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 2024 et 2026, 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 juin 2023, la société détenait un montant de (170) M\$ en trésorerie, en baisse de 158 M\$ par rapport à celui au 31 décembre 2022, principalement en raison des flux de trésorerie affectés au financement du programme d'investissement en capital, des dividendes versés et des remboursements de capital et d'intérêts sur la dette, facteurs en partie contrebalancés par les entrées de flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation du premier semestre de 2023.

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 254 M\$ et à 823 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, en baisse de 189 M\$ et de 240 M\$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2022, ce qui s'explique essentiellement par la diminution des flux de trésorerie découlant du recouvrement des hausses tarifaires reportées en 2021, le calendrier de certains produits et charges et le calendrier de paiement des dettes d'exploitation.

Flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations

Les flux de trésorerie affectés aux dépenses en immobilisations se sont chiffrés à 265 M\$ et à 506 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023, en hausse de 45 M\$ et de 88 M\$ par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2022, en raison principalement des investissements en capital en cours.

Le tableau suivant présente les dépenses en immobilisations pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023 et de 2022.

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
(en millions de dollars)	2023	2022	Variation	2023	2022	Variation
Distribution d'électricité	86	64	22	153	115	38
Transport d'électricité	63	46	17	141	116	25
Distribution de gaz naturel	88	78	10	153	136	17
Transport de gaz naturel	28	32	(4)	59	51	8
Total 1), 2)	265	220	45	506	418	88

1) Compte tenu des entrées d'immobilisations corporelles et incorporelles et des intérêts incorporés au coût de l'actif pendant la construction de 3 M\$ et de 7 M\$ (3 M\$ et 5 M\$ en 2022) pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023.

2) Comprend des dépenses en immobilisations de 27 M\$ et de 78 M\$ pour le deuxième trimestre et le premier semestre de 2023 (57 M\$ et 99 M\$ en 2022) qui ont été financées en partie par les apports de clients.

Remboursements de débentures

Le 1 er mai 2023, CU Inc. a remboursé des débentures à 9,4 pour cent d'un montant de 100 M\$, qui étaient arrivées à échéance.

CAPITAL-ACTIONS

Les actions de CU Inc. se composent d'actions de catégorie A et de catégorie B.

Au 25 juillet 2023, 3 570 322 actions de catégorie A et 2 188 262 actions de catégorie B de la société étaient en circulation.

INFORMATIONS TRIMESTRIELLES

Le tableau suivant présente les informations financières des huit trimestres clos du 30 septembre 2021 au 30 juin 2023.

(en millions de dollars)	T3 2022	T4 2022	T1 2023	T2 2023
Produits des activités ordinaires	659	837	877	670
Bénéfice de la période	93	136	209	77
Résultat ajusté
Électricité	81	70	82	64
Gaz naturel	6	83	113	23
Siège social et autres activités et éliminations	(1)	(2)	(1)	—
intersectorielles Total du résultat ajusté 1)	86	151	194	87
(en millions de dollars)	T3 2021	T4 2021	T1 2022	T2 2022
Produits des activités ordinaires	623	826	917	738
Bénéfice de la période	61	132	222	153
Résultat ajusté
Électricité	73	72	90	85
Gaz naturel	3	92	122	35
Siège social et autres activités et éliminations	(1)	—	(1)	—
intersectorielles Total du résultat ajusté 1)	75	164	211	120

1) De plus amples informations sont données aux rubriques « Autres mesures financières et mesures non conformes aux PCGR » et « Rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de 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 du troisième trimestre de 2022 a été supérieur à celui de la période correspondante de 2021, en raison essentiellement du calendrier des charges d'exploitation, des économies de coûts et de l'accroissement de la base de tarification.

Le résultat ajusté pour le quatrième trimestre de 2022 est en baisse par rapport à celui de la période correspondante de 2021, en raison essentiellement du calendrier des charges d'exploitation.

Le résultat ajusté du premier trimestre de 2023 a diminué par rapport à celui de la période correspondante de 2022, essentiellement en raison des économies de coûts réalisées par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel pendant la durée de la deuxième génération de RFR, qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023. La baisse du résultat a été en partie compensée par les nouvelles économies de coûts réalisées en 2023 par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel.

Le résultat ajusté du deuxième trimestre de 2023 a diminué par rapport à celui de la période correspondante de 2022, essentiellement en raison des économies de coûts réalisées par les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel pendant la durée de la deuxième génération de RFR, qui sont dorénavant transférées aux clients en vertu du cadre de révision du coût des services de 2023.

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 :

• La résiliation anticipée de l'accord-cadre de services pour les services gérés de TI

• La transition des services gérés de TI pour passer de Wipro à IBM a commencé le 1 er février 2021 et était achevée au 31 décembre 2021. En 2021, CU Inc. a comptabilisé des frais de transition de 32 M\$ (après impôt).
• Au premier trimestre de 2023, la société a comptabilisé des frais juridiques et autres coûts de 2 M\$ (après impôt) dans le cadre du litige concernant l'accord-cadre de services de Wipro, qui a été réglé le 26 février 2023.
• Le 14 avril 2022, la direction de la mise en application de l'AUC et ATCO Electric Transmission ont déposé un règlement auprès de l'AUC concernant un contrat à fournisseur unique pour le projet d'interconnexion de Jasper. Le 29 juin 2022, l'AUC a rendu une décision approuvant le règlement dans son intégralité. Au quatrième trimestre de 2021 et au premier trimestre de 2022, la société a comptabilisé respectivement des coûts de 14 M\$ et de 27 M\$ (après impôt) liés à la procédure.
• Afin de protéger la santé et la sécurité des employés, des partenaires d'affaires, des clients et des collectivités, la société a exigé que ses employés, sous réserve de certaines exemptions, soient vaccinés contre la COVID-19 à compter du 1 er janvier 2022. Les employés qui n'ont pas fourni de preuve de vaccination ou qui n'avaient pas d'exemption approuvée ont reçu une indemnité de départ. Au premier trimestre de 2022, la société a engagé 8 M\$ (après impôt) en indemnités de départ et coûts connexes associés à la norme de vaccination contre la COVID-19 en milieu de travail.
• Le 31 mars 2022, la société et Denendeh Investments Incorporated (« DII ») ont conclu une convention d'achat d'actions visant à faire passer la participation de DII dans NUE de 14 pour cent à 50 pour cent. La transaction a donné lieu à un profit sur la vente de 5 M\$ (après impôt). Avec prise d'effet le 31 mars 2022, la société ne consolide plus NUE à titre de filiale contrôlée et comptabilise plutôt sa participation dans NUE à titre de participation dans une coentreprise selon la méthode de la mise en équivalence.
• Au deuxième trimestre de 2023, la société a comptabilisé une perte de valeur de 8 M\$ (après impôt) relativement à certaines centrales électriques de l'entreprise de transport d'électricité. Ces centrales ont été fermées et leur valeur résiduelle est considérée comme nulle.

AUTRES MESURES FINANCIÈRES ET MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Les autres mesures financières présentées dans le présent rapport de gestion se composent de ce qui suit :

• 1. le résultat ajusté, qui constitue une mesure clé du résultat sectoriel qui permet d'évaluer la performance sectorielle et d'affecter les ressources;
• 1. le total des mesures sectorielles, qui s'entend d'une mesure financière présentée par un émetteur qui correspond au sous-total ou au total d'au moins deux secteurs à présenter d'une entité.

Le résultat ajusté s'entend du bénéfice 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 IFRS, à savoir les PCGR des États-Unis pour les activités à tarifs réglementés. La direction est d'avis que le résultat ajusté permet une analyse plus efficace du rendement et des tendances opérationnels. Un rapprochement du résultat ajusté et du bénéfice de la période figure dans le présent rapport de gestion. 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 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 similaires présentées par d'autres émetteurs. La direction est d'avis que le résultat ajusté permet une analyse plus efficace du rendement et des tendances opérationnels. 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 période de la société figure dans le présent rapport de gestion.

Le total des mesures sectorielles est la mesure financière la plus directement comparable au total du bénéfice de la période. Le total des mesures sectorielles comparable pour la période correspondante de 2022 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 période est présenté dans le présent rapport de gestion.

Les mesures financières non conformes aux PCGR présentées dans le présent rapport de gestion se définissent comme des mesures financières présentées par un émetteur qui ne sont pas présentées dans les états financiers.

RAPPROCHEMENT DU RÉSULTAT AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE DE LA PÉRIODE

Le résultat ajusté s'entend du bénéfice 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.

(en millions de dollars)					Trimestres clos les 30 juin
2023 2022	Électricité	Gaz naturel	Siège social et autres activités	Éliminations intersectorielles	Chiffres consolidés
Produits des activités ordinaires	349	322	—	(1)	670
	354	385	—	(1)	738
Résultat ajusté	64	23	—	—	87
	85	35	—	—	120
Perte de valeur	(8)	—	—	—	(8)
	—	—	—	—	—
Activités à tarifs réglementés	12	(11)	—	—	1
	7	27	—	—	34
Décision concernant des questions liées aux TI	(2)	(3)	—	—	(5)
	(2)	(1)	—	—	(3)
Dividendes sur les actions privilégiées de la société	1	1	—	—	2
	1	1	—	—	2
Bénéfice de la période	67	10	—	—	77
	91	62	—	—	153

Semestres clos les

(en millions de dollars)					30 juin
2023 2022	Électricité	Gaz naturel	Siège social et autres activités	Éliminations intersectorielles	Chiffres consolidés
Produits des activités ordinaires	718	831	—	(2)	1 547
	747	910	—	(2)	1 655
Résultat ajusté	146	136	(1)	—	281
	175	157	(1)	—	331
Perte de valeur	— (8)	— —	— —	— —	— (8)
	—	—	—	—	—
Activités à tarifs réglementés	16	5	—	—	21
	21	56	—	—	77
Décision concernant des questions liées aux TI	(5)	(5)	—	—	(10)
	(4)	(3)	—	—	(7)
Transition des services gérés de TI	(1)	(1)	—	—	(2)
	—	—	—	—	—
Dividendes sur les actions privilégiées de la société	2	2	—	—	4
	2	2	—	—	4
Procédure de mise en application de l'AUC	—	—	—	—	—
	(27)	—	—	—	(27)
Norme sur la vaccination contre la COVID-19 en milieu de travail	—	—	—	—	—
	(3)	(5)	—	—	(8)
Profit sur la vente d'une participation dans une filiale de la société	—	—	—	—	—
	5	—	—	—	5
Bénéfice (perte) de la période	150	137	(1)	—	286
	169	207	(1)	—	375

PERTE DE VALEUR

Au deuxième trimestre de 2023, la société a comptabilisé une perte de valeur de 8 M\$ (après impôt) relativement à certaines centrales électriques de l'entreprise de transport d'électricité. Ces centrales ont été fermées et leur valeur résiduelle est considérée comme nulle.

ACTIVITÉS À TARIFS RÉGLEMENTÉS

ATCO Electric Transmission, ATCO Electric Distribution, ATCO Electric Yukon, Northland Utilities (NWT), Northland Utilities (Yellowknife), ATCO Gas et ATCO Pipelines sont désignées collectivement les « entreprises de services publics réglementées ».

À l'heure actuelle, les IFRS 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 pour comptabiliser les activités à tarifs réglementés aux fins de l'information financière fournie à l'interne au principal décideur opérationnel. Le principal décideur opérationnel est d'avis que le résultat présenté conformément aux normes du FASB 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 IFRS 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 IFRS.
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.

Les ajustements temporels importants qui découlent des différences entre la comptabilité des activités à tarifs réglementés et les IFRS se présentent comme suit :

			Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
(en millions de dollars)	2023	2022	Variation	2023	2022	Variation
Produits supplémentaires facturés au cours de la période considérée
Frais futurs d'enlèvement et de remise en état des lieux 1)	36	31	5	66	62	4
Incidence du temps plus froid 2)	—	4	(4)	—	—	—
Produits à facturer au cours de périodes ultérieures
Impôt différé 3)	(38)	(23)	(15)	(72)	(45)	(27)
Incidence du temps plus chaud 2)	(9)	—	(9)	(7)	(2)	(5)
Règlement des décisions d'ordre réglementaire et autres éléments
Gel des tarifs de distribution 4)	4	30	(26)	9	65	(56)
Autres 5)	8	(8)	16	25	(3)	28
	1	34	(33)	21	77	(56)

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) 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.
• 3) L'impôt sur le résultat est facturé aux clients lorsqu'il est payé par la société.
• 4) En 2021, en réaction à la pandémie de COVID-19, les entreprises de distribution d'électricité et de distribution de gaz naturel ont obtenu un allégement tarifaire provisoire approuvé par l'AUC pour les clients afin de maintenir les tarifs de distribution de base en vigueur. Conformément aux directives de l'AUC, le recouvrement des tarifs différés de 2021 a commencé en 2022, et un montant de 4 M\$ et de 9 M\$ (après impôt) (30 M\$ et 65 M\$ après impôt en 2022) a été facturé aux clients pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2023.
• 5) Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2023, l'entreprise de distribution d'électricité a comptabilisé une augmentation de son bénéfice de 8 M\$ et de 24 M\$ (après impôt) liée au paiement de frais de transport d'électricité.

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 Limited, 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 trimestre et le semestre clos le 30 juin 2023 s'élève à 5 M\$ et à 10 M\$ (après impôt) (3 M\$ et 7 M\$ après impôt en 2022).

TRANSITION DES SERVICES GÉRÉS DE TI

Pour le semestre clos le 30 juin 2023, la société a comptabilisé des frais juridiques et autres coûts supplémentaires de 2 M\$ (après impôt) dans le cadre du litige concernant l'accord-cadre de services de Wipro, qui a été réglé le 26 février 2023.

PROCÉDURE DE MISE EN APPLICATION DE L'AUC

Le 14 avril 2022, la direction de la mise en application de l'AUC et ATCO Electric Transmission ont déposé un règlement auprès de l'AUC concernant un contrat à fournisseur unique pour le projet d'interconnexion de Jasper. Le 29 juin 2022, l'AUC a rendu une décision approuvant le règlement dans son intégralité. Au premier trimestre de 2022, la société a comptabilisé des coûts de 27 M\$ (après impôt) liés à la procédure.

NORME SUR LA VACCINATION CONTRE LA COVID-19 EN MILIEU DE TRAVAIL

Afin de protéger la santé et la sécurité des employés, des partenaires d'affaires, des clients et des collectivités, la société a exigé que ses employés, sous réserve de certaines exemptions, soient vaccinés contre la COVID-19 à compter du 1 er janvier 2022. Les employés qui n'ont pas fourni de preuve de vaccination ou qui n'avaient pas d'exemption approuvée ont reçu une indemnité de départ. Au premier trimestre de 2022, la société a engagé 8 M\$ (après impôt) en indemnités de départ et coûts connexes associés à la norme de vaccination contre la COVID-19 en milieu de travail.

PROFIT SUR LA VENTE D'UNE PARTICIPATION DANS UNE FILIALE DE LA SOCIÉTÉ

Le 31 mars 2022, la société et DII ont conclu une convention d'achat d'actions afin d'augmenter la participation de DII dans NUE pour la faire passer de 14 pour cent à 50 pour cent. La transaction a donné lieu à un profit sur la vente de 5 M\$ (après impôt). Avec prise d'effet le 31 mars 2022, la société ne consolide plus NUE à titre de filiale contrôlée et comptabilise plutôt sa participation dans NUE à titre de participation dans une coentreprise selon la méthode de la mise en équivalence.

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

(en millions de dollars)							30 juin
2023		CU Inc.
2022		Électricité			Gaz naturel		Chiffres
	Distribution d'électricité	Transport d'électricité	Chiffres consolidés	Distribution de gaz naturel	Transport de gaz naturel	Chiffres consolidés	consolidés
Résultat ajusté	27	37	64	—	23	23	87
	41	44	85	12	23	35	120
Perte de valeur	—	(8)	(8)	—	—	—	(8)
	—	—	—	—	—	—	—
Activités à tarifs réglementés	1	11	12	(8)	(3)	(11)	1
	—	7	7	30	(3)	27	34
Décision concernant des questions liées aux TI	(1)	(1)	(2)	(2)	(1)	(3)	(5)
	(1)	(1)	(2)	(1)	—	(1)	(3)
Dividendes sur les actions privilégiées de la société	1	—	1	—	1	1	2
	1	—	1	—	1	1	2
Autres	3	(3)	—	—	—	—	—
	—	—	—	—	—	—	—
Bénéfice (perte) de la période	31	36	67	(10)	20	10	77
	41	50	91	41	21	62	153

(en millions de dollars) 30 juin
2023	CU Inc.
2022	Électricité			Gaz naturel			Chiffres
	Distribution d'électricité	Transport d'électricité	Chiffres consolidés	Distribution de gaz naturel	Transport de gaz naturel	Chiffres consolidés	consolidés
Résultat ajusté	65	81	146	88	48	136	282
	88	87	175	111	46	157	332
Perte de valeur	—	(8)	(8)	—	—	—	(8)
	—	—	—	—	—	—	—
Activités à tarifs réglementés	11	5	16	10	(5)	5	21
	1	20	21	57	(1)	56	77
Décision concernant des questions liées aux TI	(3)	(2)	(5)	(4)	(1)	(5)	(10)
	(2)	(2)	(4)	(2)	(1)	(3)	(7)
Transition des services gérés de TI	(1)	—	(1)	(1)	—	(1)	(2)
	—	—	—	—	—	—	—
Dividendes sur les actions privilégiées de la société	1	1	2	1	1	2	4
	1	1	2	1	1	2	4
Procédure de mise en application de l'AUC	—	—	—	—	—	—	—
	—	(27)	(27)	—	—	—	(27)
Norme sur la vaccination contre la COVID-19 en milieu de travail	—	—	—	—	—	—	—
	(2)	(1)	(3)	(3)	(2)	(5)	(8)
Profit sur la vente d'une participation dans une filiale de la société	—	—	—	—	—	—	—
	5	—	5	—	—	—	5
Autres	3	(3)	—	—	—	—	—
	—	—	—	—	—	—	—
Bénéfice de l'exercice	76	74	150	94	43	137	287
	91	78	169	164	43	207	376

AUTRES INFORMATIONS FINANCIÈRES

CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE

L'attestation des documents intermédiaires pour la période close le 30 juin 2023 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 1 er avril 2023 au 30 juin 2023.

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 plans et les cibles stratégiques, y compris les cibles ESG et l'engagement visant l'absence d'émission nette de GES d'ici 2050; les réductions d'émissions prévues; la décarbonisation de nos activités pour permettre à nos clients de faire la transition vers des sources d'énergie à plus faibles émissions, tout en maintenant la sécurité, la fiabilité et l'abordabilité; les modalités prévues des contrats; l'incidence ou les avantages des contrats; les projets de changements de marque et les opportunités de croissance attendues.

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 : la capacité de la société d'atteindre son ensemble initial de cibles ESG pour 2030 et d'atteindre la carboneutralité d'ici 2050; 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 cibles de réduction des émissions de GES et des autres cibles en matière de critères ESG; la poursuite de la collaboration avec certains partenaires d'affaires ainsi que certains organismes de réglementation et groupes environnementaux; la performance des actifs ou 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 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, aux règlements et aux politiques gouvernementales applicables; aux décisions d'ordre réglementaire; à l'environnement concurrentiel des secteurs dans lesquels la société exerce ses activités; à la conjoncture 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 et de l'infrastructure; au développement et à l'exécution de projets; aux prix de l'électricité, du gaz naturel, des liquides du 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 ou la rupture éventuelle de contrats par des contreparties; 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, 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 du risque » du rapport de gestion de la société pour l'exercice clos le 31 décembre 2022.

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

CU Inc. a publié ses états financiers consolidés intermédiaires non audités et son rapport de gestion du semestre clos le 30 juin 2023. Il est 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, 3^e étage, Calgary (Alberta) T3E 8B4, par téléphone au 403 292-7500 ou par courriel à l'adresse investorrelations@atco.com.

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 avec droit de vote 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.

ESG s'entend des critères environnementaux, sociaux et de gouvernance.

GES s'entend de gaz à effet de serre.

IFRS s'entend des Normes internationales d'information financière.

PCGR s'entend des principes comptables généralement reconnus du Canada.

principal décideur opérationnel s'entend du président du conseil et chef de la direction et des autres membres du comité de direction.

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.