Emera Incorporated - Annual Report 2020

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RAPPORT ANNUEL 2020

10 %

4 %

13 %

+ de 95 %

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Autres (17 %)
PAR RÉGION
Canada Atlantique Floride
(28 %) (55 %)
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Autres (1 %)
Activités réglementées
liées au gaz (19 %)
PAR TYPE DE PRODUITS
Activités
réglementées liées à
l’électricité (80 %)
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*Les produits ajustés constituent une mesure financière non définie par les PCGR qui exclut les ajustements à la valeur de marché. À moins d’indication contraire, toutes les données sont en date du 31 décembre 2020.

Table des matières / 2 Pourquoi investir dans Emera

/ 4 Lettre de la présidente du conseil et du chef de la direction
/ 9 Rétrospective financière / Aperçu d’Emera (couverture arrière)

Nous sommes une équipe de professionnels dont la priorité est d’offrir aux clients canadiens, américains et des Caraïbes une énergie plus propre, abordable et fiable de manière sécuritaire. Nos engagements en matière d’enjeux ESG sont au cœur de notre stratégie et nous innovons en vue d’offrir un avenir énergétique plus propre avec des objectifs climatiques clairs et dans le but d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Nous investissons principalement dans des entreprises des secteurs de l’électricité et du gaz naturel réglementées, générant des rendements prévisibles et une croissance stable pour nos investisseurs, ce qui nous permet de réinvestir dans nos équipes, nos entreprises et les collectivités.

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Canada
États-Unis
Grand Bahama
Dominique
Caraïbes
Sainte-Lucie
CaBarbade
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NOTRE ENGAGEMENT ENVERS LE CHANGEMENT CLIMATIQUE

Depuis 2005, nous avons réduit nos émissions de CO 2 de 39 % et notre utilisation de charbon de 68 %

D’ici 2023, nous réduirons notre utilisation de charbon d’au moins 80 %

OBJECTIF POUR 2025

OBJECTIFS POUR 2040

VISION POUR 2050

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Réduction des
Réduction des émissions de CO2 de
émissions de CO2 de
80 % Zéro
55 % FERMETURE DE LA émissions nettes
DERNIÈRE CENTRALE
AU CHARBON
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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

ÉQUIPES SPÉCIALISÉES

Nous sommes une équipe spécialisée œuvrant pour assurer un avenir énergétique plus propre en nous efforçant de concrétiser notre vision de zéro émissions nettes d’ici 2050.

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ÊTRE LÀ POUR NOS CLIENTS Chaque jour, nous fournissons de manière sécuritaire à nos clients une énergie plus propre, abordable et fiable.

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CROISSANCE ET RÉINVESTISSEMENT

Le service fiable que nous offrons à nos clients assure des rendements prévisibles et une croissance stable à nos investisseurs, nous permettant de réinvestir dans nos équipes, nos entreprises et nos collectivités.

POURqUOi iNvEStiR DaNS EMERa

FINANCES

Plan d’investissement en 4 à 5 % immobilisations de comme cible de croissance du dividende jusqu’en 2022 7,4 G$ à 8,6 G$ jusqu’en 2023

Croissance de la base tarifaire de

7,5 % à 8,5 % jusqu’en 2023

EXPLOITATION

installation d’une capacité de

1 250 MW

1,4M

1 262 MW

de compteurs intelligents seront installés de capacité solaire à tampa Electric d’ici d’énergie renouvelable d’ici 2022; + de 1M ont déjà été installés 2023; 630 MW installés depuis 2016 ENVIRONNEMENT Réduction de Réduction de

Réduction de

60 % 39 % 68 % de notre plan d’investissement d’ici 2023 des émissions de CO2 depuis 2005[1] de notre utilisation du charbon est axé sur les investissements dans depuis 2005 de l’énergie plus propre

COLLECTIVITÉS

investissement d’un montant de Les employés d’Emera ont effectué Un montant de 16 M$ 40 470 HEURES 5 M$ dans nos collectivités de bénévolat dans nos collectivités attribué au Fonds en matière d’inclusion et de diversité

SÉCURITÉ ET EMPLOYÉS

Baisse de

41 %

32 %

25 %

des hauts dirigeants d’Emera inc. sont des du taux de blessure en regard de l’OSHa femmes; 34 % dans l’ensemble d’Emera[2] du taux de blessure entraînant des arrêts de travail

taux d’incidents proactifs (PaiR) de

Top 100 Employer

237

au Canada pour une troisième année consécutive

le nombre de rapports de sécurité proactifs par tranche de 100 employés

GOUVERNANCE

Les actionnaires ont voté à

36 %

100 %

99 %

des candidats à un poste d’administrateur des employés d’Emera ont achevé la en vue de l’assemblée générale annuelle en faveur des pratiques de rémunération formation annuelle relative au code 2021 sont des femmes, y compris la d’Emera lors du vote consultatif sur de conduite présidente du conseil la rémunération de 2020

1 Jusqu’à 36 % en 2019.

2 Les hauts dirigeants s’entendent notamment des administrateurs et des échelons supérieurs.

À moins d’indication contraire, toutes les données sont en date du 31 décembre 2020.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

Lettre de la présidente du conseil et du chef de la direction

Chers actionnaires,

Malgré les défis extraordinaires et inattendus de la pandémie de COviD-19, nous sommes fiers de ce que l’équipe a accompli en 2020 pour nos clients, nos collectivités et nos actionnaires. Notre capacité à nous adapter et à fournir l’énergie essentielle sur laquelle comptent nos clients témoigne, peut-être plus que jamais, de la force et de la résilience de notre équipe et de notre stratégie.

RÉACTION À LA COVID

Notre engagement à l’égard de la santé et de la sécurité est au cœur de notre planification et de notre réaction continue à la COviD-19. L’an dernier, nos équipes se sont adaptées rapidement pour mettre en œuvre de nouveaux protocoles et de nouvelles procédures afin de continuer à distribuer en toute sécurité l’énergie propre, abordable et fiable sur laquelle comptent nos clients.

Nos équipes ont également soutenu nos clients et nos collectivités grâce à des programmes d’aide à la clientèle et des investissements dans les collectivités pour aider les personnes les plus touchées par la pandémie de COviD-19. Dans l’ensemble des sociétés en exploitation d’Emera, nous avons versé plus de 6 millions de dollars à des organismes qui fournissent une aide essentielle, y compris de l’aide en matière de coûts d’énergie, de la nourriture, du logement et du soutien en santé mentale.

RÉSULTATS FINANCIERS

Nous avons obtenu de solides résultats financiers en 2020. Notre résultat par action ajusté annuel est conforme à nos attentes et a connu une croissance de trois pour cent, pour atteindre 2,68 $. il est à noter que les ventes d’actifs que nous avons réalisées au cours des deux derniers exercices faussent la comparaison d’un exercice sur l’autre du rendement de notre entreprise. Si nous ajustons notre résultat par action pour tenir compte de l’incidence des ventes d’actifs sur notre bénéfice d’exploitation, nos résultats de 2020 ont été supérieurs de 15 % à ceux de 2019, principalement en raison de la croissance de 13 % du bénéfice d’un exercice sur l’autre imputable à la partie permanente de notre portefeuille d’entreprises réglementées.

Ce solide bénéfice sous-jacent a favorisé l’augmentation de 4 % de notre dividende, permettant de respecter notre engagement d’offrir à nos investisseurs une valeur croissante prévisible et durable. Nous continuons de cibler une croissance du dividende de l’ordre de 4 % à 5 % d’ici à 2022.

Nous avons aussi solidifié notre bilan — en achevant la réalisation de notre programme de vente d’actifs avec la vente d’Emera Maine au cours du premier trimestre, de même qu’en remboursant 390 millions de dollars de la dette de société de portefeuille et en mobilisant 490 millions de dollars de capital actions ordinaire. Nous avons de plus solidifié la croissance et la qualité de notre bénéfice et de nos flux de trésorerie futurs grâce au règlement des demandes de hausse tarifaire obtenu par Peoples Gas et New Mexico Gas.

Sur les marchés financiers, les titres de sociétés de services publics réglementées, dont ceux d’Emera, n’ont pas connu les rendements auxquels nous aurions pu nous attendre étant

Scott Balfour Le président et chef de la direction, Emera inc.

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Jackie Sheppard
La présidente du
conseil, Emera inc.
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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

LEttRE DE La PRÉSiDENtE DU CONSEiL Et DU CHEF DE La DiRECtiON

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Photos : (Gauche) Un technicien en train d’installer des panneaux solaires à la centrale Big Bend dans le cadre de la mise en service des 630 MW d’énergie solaire à tampa Electric depuis 2016. L’ajout d’une capacité supplémentaire de 600 MW sera réalisé d’ici 2023. (Centre) Un membre de l’équipe de Nova Scotia Power au parc éolien de Digby Neck. avec 18 pour cent, NSP compte l’un des plus grands taux d’intégration d’éoliennes en amérique du Nord. (Droite) Un employé de Peoples Gas procède à l’entretien d’une station de transmission en Floride. Le gaz naturel est une source importante d’énergie plus propre alors que nous nous efforçons d’éliminer le charbon d’ici 2040.

donné la stabilité du rendement financier dans un contexte de faibles taux d’intérêt et l’incertitude économique pendant une grande partie de l’année – des conditions habituellement propices à un excellent rendement des titres des sociétés de services publics réglementées. Le sous-rendement des titres d’Emera et de ses pairs s’explique par le fait que les investisseurs ont privilégié d’autres secteurs. Par conséquent, bien que le rendement total pour nos actionnaires pour l’exercice ait été solide par rapport à celui de nos pairs des services publics réglementés au Canada et aux États-Unis, il a été inférieur à celui de l’indice plafonné des services aux collectivités tSX et de l’indice composé tSX. Malgré le rendement des actions de notre secteur en 2020, le rendement total à long terme pour les actionnaires d’Emera continue d’offrir à nos investisseurs une valeur constante et concurrentielle, grâce à des rendements de 10 % au cours des trois, cinq et dix dernières années.

STRATÉGIE ÉPROUVÉE

Notre stratégie est conçue pour offrir des résultats dès maintenant à nos clients et à nos actionnaires, et pour préparer un futur énergétique façonné par les tendances de décarbonisation, de décentralisation et de numérisation qui sont dictées par les clients.

Depuis plus de 15 ans, nous nous concentrons sur la distribution en toute sécurité d’une énergie propre, abordable et fiable à nos clients. En effectuant cette distribution à nos clients, nous générons des rendements prévisibles et une croissance stable pour nos investisseurs, ce qui nous permet de réinvestir dans nos équipes, nos entreprises et nos collectivités.

STRATÉGIE EN ACTION

Même avec les défis de la pandémie et les protocoles supplémentaires mis en place, nous avons continué de mettre en œuvre notre stratégie et notre programme d’immobilisations, avec des investissements de 2,7 milliards de dollars en 2020, davantage qu’au cours de toute autre année de notre histoire. Nos importants projets d’immobilisations sont livrés dans les délais et les budgets.

tampa Electric, qui est le plus important producteur d’énergie solaire par client en Floride, a terminé la phase finale de son premier projet de 600 MW d’énergie solaire, en mettant en service six millions de panneaux solaires au cours des trois dernières années. Nous avons aussi commencé à travailler sur un autre projet de 600 MW qui sera mis en service en 2023. Dans deux ans, près de 14 pour cent de l’électricité de tampa Electric proviendra du soleil — assez pour alimenter plus de 200 000 foyers.
L’équipe de tampa Electric a réalisé d’importants progrès dans la modernisation évaluée à 850 millions de dollars américains de la centrale Big Bend, et respecte toujours les budgets et les délais dans la mise en service des générateurs à gaz en mode « cycle simple » à la fin de l’année, ce qui devrait réduire encore davantage notre utilisation du charbon. Lorsqu’il sera terminé en 2023, ce projet bénéficiera d’unités au gaz naturel à cycle combiné à la fine pointe de la technologie et à haute efficacité, capables de produire 1 090 MW d’électricité.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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Nous avons récemment annoncé notre engagement envers le changement climatique : un ensemble d’objectifs clairs de décarbonisation et notre vision d'atteindre la cible de zéro émissions nettes de carbone d’ici 2050

LEttRE DE La PRÉSiDENtE DU CONSEiL Et DU CHEF DE La DiRECtiON

<< En effectuant cette distribution à nos clients, nous générons des rendements prévisibles et une croissance stable pour nos investisseurs, ce qui nous permet de réinvestir dans nos équipes, nos entreprises et nos collectivités. >>
Nous avons poursuivi le déploiement de l’infrastructure pour compteurs automatiques de prochaine génération (compteurs intelligents) auprès de nos clients des services publics d’électricité en Floride, à la Barbade et en NouvelleÉcosse, et plus d’un million de ces compteurs sont maintenant en service. Les compteurs intelligents offrent à nos clients un meilleur accès à l’information concernant leur consommation d’électricité et ils nous aideront dans l’avenir à améliorer nos délais de remise en service. À l’échelle d’Emera, nous aurons installé environ 1,4 million de compteurs intelligents d’ici 2022.
L’équipe de New Mexico Gas a terminé le projet de doublement de la canalisation de Santa Fe. Ce projet était le plus important projet d’agrandissement de pipeline dans l’histoire de la société, qui a permis d’accroître considérablement la capacité et la fiabilité du service pour les clients.
Nous avons progressé dans le projet de passerelle vers l’énergie propre à la Barbade, soit une installation de production d’électricité de 33 MW qui servira de capacité de production critique, en offrant une électricité abordable et fiable pour les clients, pendant que nous continuons de promouvoir et de construire des installations de production d’énergie renouvelable et de nous tourner vers un avenir constitué d’énergie propre à 100 % à la Barbade.
Nous avons lancé le système de miniréseaux BlockEnergy de Emera technologies, une plateforme innovante, dont les sociétés de services publics sont propriétaires, qui intègre les panneaux solaires sur les toits, le stockage d’énergie et les contrôles intelligents. BlockEnergy crée des réseaux indépendants d’énergie propre et maximise leur fiabilité en les reliant au réseau électrique public. BlockEnergy a été mis au point en partenariat avec Sandia National Labs et a été testé et utilisé avec succès à la base de l’armée de l’air américaine à albuquerque au Nouveau-Mexique. BlockEnergy sera maintenant déployé sous forme de projet à grande échelle et installé dans 37 maisons d’un ensemble domiciliaire en construction à tampa, en Floride.

FACTEURS ENVIRONNEMENTAUX, SOCIAUX ET DE GOUVERNANCE (ESG)

Nos engagements liés aux facteurs environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG) sont au cœur de notre stratégie depuis plus de 15 ans. L’an dernier, en plus de faire des progrès dans l’avancement de nos engagements à l’égard des ESG, nous avons également amélioré la communication d’information sur ces enjeux grâce à l’ajout de deux nouveaux cadres de référence. Nous avons aussi rehaussé notre gouvernance à l’égard des ESG en mettant sur pied une surveillance par la direction des ESG et en établissant un comité de gestion de la durabilité chargé d’encadrer notre gestion des risques liés aux ESG, notre communication d’information sur ces enjeux et nos domaines clés.

Nous publierons notre rapport de 2020 sur la durabilité plus tard cette année. On peut consulter les rapports des années antérieures sur notre site Web .

Décarbonisation et vision zéro émissions nettes de carbone 2050

La décarbonisation occupe une place centrale dans notre stratégie et a constitué un important moteur de notre croissance. Depuis plus de 15 ans, nous travaillons à la réduction des émissions de CO2 dans l’ensemble de nos activités, et en 2020, nous avons réussi à réduire de 39 % nos émissions par rapport aux niveaux correspondants de 2005. Nous avons récemment annoncé notre engagement climatique — en nous inspirant de nos solides antécédents en matière de décarbonisation pour établir des objectifs de réduction des émissions de carbone clairs axés sur l’avenir et de notre vision pour atteindre la cible de zéro émissions nettes de carbone d’ici 2050. Grâce aux technologies et aux ressources existantes et à des décisions réglementaires favorables, nous prévoyons atteindre les objectifs suivants par rapport aux niveaux correspondants de 2005 :

Une réduction de 55 % des émissions de carbone d’ici 2025.
Une réduction de 80 % de l’utilisation du charbon d’ici 2023 et la mise hors service de la dernière centrale au charbon existante d’ici 2040 au plus tard.
Une réduction d’au moins 80 % des émissions de carbone d’ici 2040.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

LEttRE DE La PRÉSiDENtE DU CONSEiL Et DU CHEF DE La DiRECtiON

Nous cherchons à atteindre ces objectifs et à réaliser notre vision zéro émissions nettes tout en nous efforçant d’améliorer la fiabilité, de maintenir un prix abordable, d’adopter les technologies émergentes et de travailler de manière constructive avec les décideurs, les organismes de réglementation, nos partenaires, nos investisseurs et nos collectivités.

Inclusion et diversité

Nous savons que la diversité des cultures et des expériences rend notre entreprise plus forte. Nous sommes résolus à offrir des milieux de travail diversifiés et inclusifs où chacun est valorisé et traité avec respect. Nous poursuivons la mise en œuvre de notre stratégie pluriannuelle en matière d’inclusion et de diversité afin de nous harmoniser avec les meilleures pratiques et favoriser les domaines d’intérêt et d’amélioration clés. Nous évaluons et comblons continuellement les écarts en matière d’équité salariale, nous offrons de la formation à tous les dirigeants et membres du conseil d’Emera, nous cultivons de solides réseaux d’employés sur l’inclusion et la diversité, nous recueillons des données de déclaration volontaire pour nous assurer que nos équipes sont à l’image des collectivités où nous exerçons nos activités, nous intégrons notre engagement à l’égard de la diversité dans nos stratégies de recrutement et d’avancement, et nous avons récemment établi un fonds de 5 millions de dollars pour soutenir les efforts d’inclusion et de diversité dans nos collectivités. Nous avons fait de solides progrès, mais nous reconnaissons qu’il nous reste du travail à faire.

Sécurité

En 2020, nous avons fait de solides progrès en matière de sécurité et de promotion d’une culture de sécurité. Nous avons établi un système de gestion de la sécurité à l’échelle

La présidente du conseil, Emera inc.

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Jackie Sheppard

de l’entreprise et avons obtenu le plus bas taux d’incidents en regard de l’Occupational Safety and Health administration (OSHa) et d’incidents avec arrêt de travail de l’histoire de la société. Cependant, de récents décès chez les entrepreneurs nous rappellent tragiquement que notre travail dans ce domaine n’est jamais terminé. Nous sommes plus que jamais résolus à éliminer les accidents en milieu de travail.

CONSEIL D’ADMINISTRATION

Sylvia Chrominska, un membre apprécié de notre conseil depuis 2010, nous quitte cette année. Sylvia a brillamment contribué à notre conseil, plus particulièrement en tant que membre de notre comité de gestion des ressources et de la rémunération et présidente de ce comité depuis 2016. À ce titre, elle a su orienter et superviser de façon exceptionnelle les stratégies de ressources humaines et les pratiques en matière de rémunération d’Emera. Merci Sylvia. au nom de nous tous, tu nous manqueras.

Nous souhaitons la bienvenue à Karen Sheriff qui s’est jointe à notre conseil en février 2021. Karen possède une solide expérience en gestion intersectorielle, ainsi qu’une expertise dans la promotion de l’innovation et de la stratégie d’entreprise. Karen est un solide atout pour notre conseil.

MERCI

Grâce à son équipe solide et à sa stratégie éprouvée, Emera est dans une position favorable pour sa croissance future.

aux membres du conseil d’administration et à tous les membres de l’équipe d’Emera, merci pour l’importance que vous attachez à la solidité et à la stabilité d’Emera. À nos précieux actionnaires, merci de votre soutien renouvelé.

Le président et chef de la direction, Emera inc.

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Scott Balfour

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE

Information prospective ............................................... 11 Introduction et aperçu stratégique ........................... 11 Unités de mesure financières non conformes aux PCGR ........................................................................ 13 Rétrospective financière consolidée ........................ 15 Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice ........................................................... 15 Principales données financières consolidées par secteur d’activité ............................................... 16 Faits saillants de l’état des résultats consolidé ................................................... 18 Survol de l’entreprise et perspectives commerciales ........................................ 22 Pandémie de COVID-19 ............................................ 22 Services publics d’électricité de la Floride ......... 23 Services publics d’électricité canadiens ............. 24 Autres services publics d’électricité .................... 26 Services publics de gaz naturel et infrastructure ........................................................ 27 Autres .......................................................................... 29 Bilans consolidés – Faits saillants .............................. 30 Faits récents .................................................................... 31 Informations sur les actions en circulation ............ 32 Principales données financières ............................... 33 Services publics d’électricité de la Floride ......... 33 Services publics d’électricité canadiens ............. 36 Autres services publics d’électricité .................... 40 Services publics de gaz naturel et infrastructure ........................................................ 43 Autres .......................................................................... 47

Situation de trésorerie et sources de financement ............................................................. 49 Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants ............................................................. 50 Fonds de roulement .................................................. 51 Obligations contractuelles ...................................... 52 Dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues .......................................................... 53 Gestion de la dette ................................................... 53 Cotes de crédit .......................................................... 55 Capital-actions ........................................................... 55 Capita mes de retraite ................................................. 55 Instruments hors bilan ................................................ 56 Ratio de distribution des dividendes ........................ 56 Transactions entre parties liées ................................ 57 Risque d’entreprise et gestion du risque ................ 57 Gestion des risques, y compris les instruments financiers .................................................. 67 Communication de l’information et contrôles internes ......................................................... 69 Estimations comptables critiques ............................. 70 Modification de méthodes et de pratiques comptables .................................................. 75 Prises de position comptables futures ................ 75 Récapitulatif des résultats trimestriels .................... 76 Rapport de la direction ................................................ 77 Rapport de l’auditeur indépendant........................... 78 Rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant ...................................................... 82 États financiers consolidés ......................................... 85 Notes afférentes aux états financiers consolidés ........................................ 91 Direction d’Emera et conseil d’administration ..... 163 Information à l’intention des actionnaires ............ 164

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

En date du 16 février 2021

Le présent rapport de gestion donne un aperçu des résultats d’exploitation d’Emera Incorporated et de ses filiales et investissements (« Emera ») pour le quatrième trimestre de 2020 par rapport au trimestre correspondant de 2019 et pour l’exercice 2020 en entier par rapport à l’exercice 2019 et aux principales informations financières de 2018, de même qu’un aperçu de sa situation financière au 31 décembre 2020 par rapport au 31 décembre 2019. Dans le cadre du présent rapport, « Emera Incorporated », « Emera » et la « société » désignent Emera Incorporated ainsi que l’ensemble de ses filiales et de ses investissements consolidés. Les activités de la société sont réalisées par l’entremise de cinq secteurs à présenter : Services publics d’électricité de la Floride, Services publics d’électricité canadiens, Autres services publics d’électricité, Services publics de gaz naturel et infrastructure et Autres.

Le présent rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés audités annuels d’Emera Incorporated et des notes annexes au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date. Emera suit les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (les « PCGR des États-Unis » ou « PCGR »).

Les méthodes comptables utilisées par les entités à tarifs réglementés d’Emera peuvent différer de celles utilisées par les entreprises à tarifs non réglementés d’Emera en ce qui a trait au moment de la comptabilisation de certains actifs, passifs, produits et charges. Voici les filiales à tarifs réglementés et investissements d’Emera au 31 décembre 2020 :

Filiale à tarifs réglementés d’Emera ou placement dans	Organisme chargé de l’approbation/de l’examen des
des sociétés satellites	conventions comptables
Filiale
Tampa Electric – division de distribution d’électricité de	Florida Public Service Commission (la « FPSC ») et Federal Energy
Tampa Electric Company (« TEC »)	RegulatoryCommission(la « FERC »)
Nova Scotia Power Inc.(« NSPI »)	Nova Scotia Utilityand Review Board(la « Régie »)
Barbados Light & Power CompanyLimited(« BLPC »)	Fair TradingCommission de la Barbade(la « FTC »)
Grand Bahama Power CompanyLimited(« GBPC »)	The Grand Bahama Port Authority (la « GBPA »)
Dominica ElectricityServices Ltd.(« Domlec »)	Independent RegulatoryCommission de la Dominique(l’« IRC »)
Peoples Gas System(« PGS »)– divisiongazière de TEC	La FPSC
New Mexico Gas Company,Inc.(« NMGC »)	New Mexico Public Regulation Commission(la « NMPRC »)
SeaCoast Gas Transmission,LLC(« SeaCoast »)	La FPSC
Emera Brunswick Pipeline Company Limited	Régie canadienne de l’énergie (la « RCE »)
(« Brunswick Pipeline »)
Placements dans des sociétés satellites
NSP Maritime Link Inc.(« NSPML »)	La Régie
Labrador Island Link Limited Partnership (« LIL »)	Régie des commissaires aux services publics de Terre-Neuve-
	et-Labrador
St. Lucia Electricity Services Limited (« Lucelec »)	National Utility Regulatory Commission (la « NURC »)
Maritimes & Northeast Pipeline Limited Partnership and
Maritimes & Northeast Pipeline LLC(« M&NP »)	La RCE et la FERC

Le 24 mars 2020, la société a conclu la vente d’Emera Maine. Se reporter aux rubriques « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et « Faits récents » pour plus de précisions.

Tous les montants sont en dollars canadiens (« $ CA »), exception faite des montants indiqués dans les rubriques du présent rapport de gestion portant sur les secteurs Services publics d’électricité de la Floride, Autres services publics d’électricité et Services publics de gaz naturel et infrastructure qui, sauf indication contraire, sont libellés en dollars américains (« $ US »).

On peut obtenir de plus amples renseignements sur Emera, y compris la notice annuelle de la société, sur SEDAR à l’adresse www.sedar.com.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent rapport de gestion contient de l’« information prospective », au sens attribué à cette expression dans les lois sur les valeurs mobilières canadiennes applicables, ainsi que des énoncés qui reflètent les attentes actuelles quant à la croissance, aux résultats d’exploitation, au rendement, aux objectifs de réduction des émissions de carbone, aux perspectives et aux occasions commerciales futurs de la société, et il pourrait ne pas être approprié à d’autres fins. La totalité de cette information prospective et de ces énoncés est présentée conformément aux dispositions relatives aux règles refuges des lois sur les valeurs mobilières applicables. Les termes « prévoit », « croit », « pourrait », « estime », « s’attend à », « projette », « échéancier », « devrait », « vise » et « cible », de même que les verbes employés au conditionnel et au futur et les expressions similaires, visent souvent à mettre en évidence l’information prospective, bien que celle-ci ne soit pas toujours véhiculée au moyen de ces termes. L’information prospective reflète les opinions actuelles de la direction d’Emera et se fonde sur l’information dont celle-ci dispose actuellement, et elle ne devrait pas être interprétée comme une garantie portant sur les événements, le rendement ou les résultats futurs. De plus, elle ne reflétera pas nécessairement fidèlement la réalisation de ces événements, de ce rendement ou de ces résultats ni le moment de leur réalisation.

L’information prospective est fondée sur des hypothèses raisonnables et elle est assujettie à des risques, à des incertitudes et à d’autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent de façon importante des résultats historiques ou de ceux prévus dans le cadre de l’information prospective. Les facteurs pouvant faire en sorte que les événements ou les résultats diffèrent des attentes actuelles comprennent, sans en exclure d’autres, les suivants : le risque réglementaire; les risques liés à l’exploitation et à l’entretien; les fluctuations de la conjoncture économique; le risque lié à la disponibilité et au prix des produits de base; le risque de liquidité et le risque lié aux marchés financiers; la croissance future des dividendes; le calendrier et les coûts liés à certains investissements en immobilisations; les incidences prévues sur Emera des défis touchant l’économie mondiale; les niveaux de consommation prévus d’énergie; le maintien de couvertures d’assurance adéquates; les changements dans les habitudes de consommation de l’énergie par les abonnés; la possibilité que l’évolution de la technologie entraîne une réduction de la demande en électricité; les changements climatiques à l’échelle mondiale; les conditions météorologiques; les dépenses d’entretien et les autres dépenses imprévues; le risque lié à l’exploitation et à l’entretien des systèmes; les instruments financiers dérivés et les couvertures; le risque de taux d’intérêt; le risque de contrepartie; l’interruption de l’approvisionnement en combustible; le risque pays; les risques environnementaux; le change; les décisions réglementaires et gouvernementales, y compris les modifications apportées aux lois touchant à l’environnement, à l’information financière et à la fiscalité; les risques liés aux exigences de rendement et de capitalisation des régimes de retraite; la perte d’un secteur de service; le risque de défaillance des infrastructures informatiques et les risques liés à la cybersécurité; les incertitudes liées aux maladies infectieuses, aux pandémies et aux menaces similaires pour la santé publique, comme la pandémie de COVID-19; les prix de vente des produits énergétiques sur le marché; les relations de travail; et la disponibilité des ressources en matière de maind’œuvre et de gestion.

Les lecteurs sont priés de ne pas se fier indûment à l’information prospective, étant donné que les résultats réels pourraient différer de façon importante des plans, des attentes, des estimations ou des intentions et des énoncés qui y figurent. L’ensemble de l’information prospective contenue dans le présent rapport de gestion est publiée sous réserve des mises en garde ci-dessus et, sauf si cela est exigé en vertu de la loi, Emera nie toute obligation de réviser ou de mettre à jour quelque information prospective que ce soit en raison de la production de nouveaux renseignements ou de la survenance de nouveaux événements, ou pour toute autre raison.

INTRODUCTION ET APERÇU STRATÉGIQUE

Établie à Halifax, en Nouvelle-Écosse, Emera possède et exploite des entreprises de services publics réglementées axées sur le coût du service dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel au Canada, aux États-Unis et dans les Caraïbes. Les entreprises de services publics réglementées axées sur le coût du service fournissent des services essentiels de gaz naturel et d’électricité dans des territoires désignés aux termes de concessions et sont supervisées par des organismes de réglementation. L’objectif stratégique d’Emera demeure de fournir de façon sécuritaire une énergie abordable, fiable et plus propre à ses clients.

Emera investit plus particulièrement dans des entreprises à tarifs réglementés situées en Floride et en Nouvelle-Écosse. Ces secteurs de service ont en général connu des politiques réglementaires et des conditions économiques stables. Le portefeuille d’entreprises de services publics réglementées d’Emera procure un bénéfice, des flux de trésorerie et des dividendes fiables. Les possibilités de bénéfice des services publics réglementés dépendent généralement de l’ampleur de l’investissement net dans le service public (appelé « tarif de base »), du montant des capitaux propres dans la structure du capital et du rendement des capitaux propres approuvé par la réglementation. Les volumes des ventes et les charges d’exploitation ont également une incidence sur le bénéfice.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le plan d’investissement en immobilisations de 7,4 milliards de dollars d’Emera pour la période de 2021 à 2023 et le potentiel de capitaux supplémentaires de 1,2 milliard de dollars au cours de la même période se traduit par une prévision de croissance des tarifs de 7,5 pour cent à 8,5 pour cent jusqu’en 2023. Le plan d’investissement en immobilisations prévoit toujours d’importants investissements dans l’ensemble du portefeuille dans la production d’énergie renouvelable et plus propre, la modernisation des infrastructures et les technologies axées sur les besoins des clients. Le plan d’investissement en immobilisations d’Emera est financé principalement par les flux de trésorerie générés à l’interne et par des capitaux d’emprunt obtenus par les sociétés en exploitation. Les besoins en capitaux propres à l’appui du plan d’investissement de la société seront principalement financés sur les marchés de capitaux propres par le biais du régime de réinvestissement des dividendes et de l’émission d’actions ordinaires et privilégiées. Le maintien de notes de crédit de la catégorie investissement constitue une priorité de la direction.

Emera a fourni des prévisions de croissance annuelle des dividendes de 4 à 5 pour cent jusqu’en 2022. La société vise un ratio de distribution des dividendes à long terme de 70 à 75 pour cent et, bien que ce ratio soit susceptible de dépasser cette cible au cours de la période visée par cette prévision et après, il devrait revenir à cette fourchette avec le temps.

Des situations météorologiques de nature saisonnière et non saisonnière influent sur la demande et les coûts d’exploitation. De même, les rajustements de réévaluation à la valeur du marché et les taux de change peuvent avoir une incidence importante sur les résultats financiers d’une période donnée. Le bénéfice net consolidé et les flux de trésorerie d’Emera sont sensibles aux fluctuations du dollar américain par rapport au dollar canadien et bénéficient de l’affaiblissement du dollar canadien. Emera peut couvrir le risque transactionnel et le risque lié à la conversion. Ces répercussions, ainsi que le calendrier des dépenses en immobilisations et d’autres facteurs, font en sorte que les résultats d’un trimestre donné ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats d’un autre trimestre ou de l’exercice dans son ensemble.

Les marchés mondiaux de l’énergie sont confrontés à des changements importants et Emera est bien placée pour composer avec les demandes changeantes des clients, la numérisation, la décarbonisation, les environnements réglementaires complexes et la production décentralisée.

Les clients veulent plus de choix, un meilleur contrôle et une fiabilité accrue à une époque où les coûts de production et de stockage décentralisés sont devenus plus concurrentiels dans certaines régions. Les progrès technologiques transforment la manière dont les services publics interagissent avec leurs clients et produisent et transportent l’énergie. De plus, les changements climatiques et les conditions météorologiques extrêmes influent sur le fonctionnement des services publics et sur leurs investissements dans les infrastructures. On note également un besoin global de remplacer les infrastructures vieillissantes et d’améliorer davantage la fiabilité. Pour Emera, ces tendances sont toutes porteuses d’occasions. C’est pourquoi sa stratégie consiste à financer des investissements dans des actifs liés aux énergies renouvelables et à la technologie qui protègent l’environnement et qui procurent des économies sur les coûts du combustible ou les coûts d’exploitation, ce qui a des répercussions positives sur les clients.

Par exemple, parmi les importants investissements visant à faciliter l’utilisation de sources d’énergie renouvelable et de sources d’énergie qui émettent de faibles quantités de carbone, on retrouve le lien maritime dans les provinces de l’Atlantique, la construction en cours d’une centrale de production d’énergie solaire de Tampa Electric, et la modernisation de la centrale électrique Big Bend de Tampa Electric. Les services publics d’Emera investissent également dans des projets d’amélioration de la fiabilité et dans le remplacement des infrastructures vieillissantes. Tous ces projets illustrent la stratégie d’Emera qui consiste à fournir en toute sécurité une énergie plus propre, fiable et abordable à ses clients.

S’appuyant sur ses progrès en matière de décarbonisation réalisés au cours des 15 dernières années, Emera poursuit ses efforts en établissant des objectifs clairs de réduction des émissions de carbone et une vision en vue d’atteindre zéro émission nette de carbone d’ici 2050.

Cette vision s’inspire de l’excellente réputation d’Emera, de son équipe expérimentée et de la voie précise à suivre pour atteindre ses objectifs provisoires en matière d’émissions de carbone. Grâce aux technologies et ressources en place et aux avantages de décisions réglementaires favorables, Emera prévoit et s’attend à atteindre les objectifs suivants par rapport aux niveaux correspondants de 2005 :

Réduire de 55 pour cent les émissions de carbone d’ici 2025.
Réduire de 80 pour cent l’utilisation du charbon d’ici 2023 et retirer la dernière unité de charbon existante d’Emera d’ici 2040 au plus tard.
Réduire d’au moins 80 pour cent les émissions de carbone d’ici 2040.

Emera cherche à atteindre ces objectifs et à réaliser sa vision de zéro émission nette tout en s’efforçant de maintenir un prix abordable, d’améliorer la fiabilité, d’adopter les technologies émergentes et de travailler de manière constructive avec les décideurs, les organismes de réglementation, les partenaires, les investisseurs et les communautés d’Emera.

Emera s’est engagée à assurer un niveau de sécurité de classe mondiale, l’excellence opérationnelle, une bonne gouvernance, l’excellence du service à la clientèle et la fiabilité; elle entend être un employeur de choix et établir des relations constructives.

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RAPPORT DE GESTION

UNITÉS DE MESURE FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR

Emera utilise des unités de mesure financières qui n’ont pas de signification normalisée selon les PCGR des États-Unis et qui pourraient ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d’autres entités. Emera calcule les mesures non conformes aux PCGR en ajustant certaines unités de mesures conformes aux PCGR compte tenu d’éléments précis que la société juge importants, mais non représentatifs des activités sous-jacentes de la période. Une analyse et un rapprochement de ces mesures sont présentés ci-dessous.

Bénéfice net ajusté

Emera calcule sa mesure du bénéfice net ajusté compte non tenu de l’incidence des rajustements de réévaluation à la valeur du marché, du gain à la vente d’Emera Maine en 2020 et des pertes de valeur.

Les rajustements de réévaluation à la valeur du marché découlent de ce qui suit :

des rajustements de réévaluation à la valeur du marché liés aux instruments dérivés sur produits de base détenus à des fins de transaction (« DFT ») d’Emera, y compris les ajustements liés à l’écart de prix entre le lieu d’où provient le gaz naturel et le lieu où il est livré;
des rajustements de réévaluation à la valeur du marché inclus dans la quote-part du bénéfice d’Emera liée aux activités commerciales de Bear Swamp Power Company LLC (« Bear Swamp »);
de l’amortissement de la capacité de transport constaté à la suite de certaines opérations de commercialisation et de négociation d’Emera Energy;
des rajustements de réévaluation à la valeur du marché liés à un swap de taux d’intérêt de Brunswick Pipeline;
des rajustements de réévaluation à la valeur du marché liés à des titres de capitaux propres détenus dans BLPC et Emera Reinsurance, société de réassurance captive, dans le secteur Autres;
des rajustements de réévaluation à la valeur du marché liés à la couverture de flux de trésorerie en devises étrangères d’Emera effectuée pour gérer le risque lié au bénéfice en devises étrangères.

La direction estime que le fait d’exclure du bénéfice net l’incidence de ces réévaluations à la valeur du marché et des variations connexes jusqu’au règlement des contrats permet un meilleur appariement entre le but et l’incidence financière de ceux-ci et les flux de trésorerie sous-jacents et les activités courantes de l’entreprise, en plus de permettre aux investisseurs de mieux comprendre et évaluer l’entreprise. La direction et le conseil d’administration ne tiennent pas compte de ces rajustements de réévaluation à la valeur du marché pour évaluer le rendement et la rémunération incitative. Se reporter à la rubrique « Rétrospective financière consolidée » et aux rubriques « Principales données financières » des secteurs Autres services publics d’électricité et Autres pour obtenir plus de précisions sur les rajustements de réévaluation à la valeur du marché.

En 2020, la société a comptabilisé un gain à la vente d’Emera Maine. La direction estime que le fait d’exclure cet élément du bénéfice net permet de mieux distinguer les activités courantes de l’entreprise, en plus de permettre aux investisseurs de mieux comprendre et évaluer l’entreprise. Se reporter aux rubriques « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et « Faits récents » pour plus de précisions sur la vente d’Emera Maine. Bien que le gain à la vente ait été exclu du résultat ajusté, le résultat pour le secteur Autres services publics d’électricité inclut le résultat d’Emera Maine uniquement jusqu’à la date de sa vente au premier trimestre de 2020.

En 2019 et en 2020, la société a comptabilisé certaines pertes de valeur hors trésorerie. La direction est d’avis que d’exclure du bénéfice net l’incidence de ces pertes de valeur permet de mieux faire ressortir les activités courantes de l’entreprise et permet aux investisseurs de mieux comprendre et évaluer la société. Pour plus de précisions, se reporter à la rubrique « Principales données financières » des secteurs « Autres services publics d’électricité » et « Autres », ainsi qu’à la rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice ».

Le tableau qui suit présente un rapprochement entre le bénéfice net déclaré attribuable aux porteurs d’actions ordinaires et le bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, et entre le résultat de base par action ordinaire déclaré et le résultat ajusté de base par action ordinaire :

en millions de dollars canadiens	Trois	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre			31 décembre
	2020	2019	2020	2019	2018
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires	273 $	193 $	938 $	663 $	710 $
Gain à la vente, après impôts et coûts de transaction	– $	– $	309 $	– $	– $
Pertes de valeur, après impôts	– $	(34) $	(26) $	(34) $	– $
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à la valeur du marché
après impôts	85 $	82 $	(10) $	76 $	39 $
Bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires	188 $	145 $	665 $	621 $	671 $
Résultat de base par action ordinaire	1,09 $	0,79 $	3,78 $	2,76 $	3,05 $
Résultat ajusté de base par action ordinaire	0,75 $	0,60 $	2,68 $	2,59 $	2,88 $

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RAPPORT DE GESTION

BAIIA et BAIIA ajusté

Le bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement (le « BAIIA ») est une mesure financière non conforme aux PCGR utilisée par Emera. Le BAIIA est utilisé par bon nombre d’investisseurs et de prêteurs pour mieux comprendre et analyser les flux de trésorerie et la qualité du crédit. Le BAIIA est utile pour évaluer le rendement d’exploitation d’Emera et est un indicateur de la capacité de la société à assurer le service de la dette ou à contracter des emprunts, à engager des dépenses en immobilisations et à financer le fonds de roulement.

Le BAIIA ajusté est une mesure financière non conforme aux PCGR utilisée par Emera. À l’instar des calculs du bénéfice net ajusté dont il est question ci-dessus, cette mesure représente le BAIIA, compte non tenu de l’incidence sur le bénéfice des rajustements de réévaluation à la valeur du marché d’Emera, du gain à la vente d’Emera Maine et des pertes de valeur dont il est question ci-dessus.

Il se peut que le BAIIA et le BAIIA ajusté de la société ne soient pas comparables aux mesures du BAIIA présentées par d’autres sociétés. Toutefois, la direction estime qu’ils reflètent adéquatement le rendement d’exploitation spécifique d’Emera. Ces mesures ne visent pas à remplacer le « bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires » qui, calculé selon les PCGR, est un indicateur du rendement d’exploitation.

Le tableau qui suit présente un rapprochement entre le bénéfice net déclaré et le BAIIA et le BAIIA ajusté :

	Trois	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre			31 décembre
	2020	2019	2020	2019	2018
Bénéfice net1)	284 $	192 $	984 $	710 $	747 $
Intérêts débiteurs nets	159	181	679	738	713
Charge d’impôts sur les bénéfices	57	43	341	61	69
Amortissement	217	225	881	903	916
BAIIA	717	641	2 885	2 412	2 445
Gain à la vente, après impôts et coûts de transaction	–	–	585	–	–
Pertes de valeur	–	(34)	(25)	(34)	–
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à la valeur du marché,
compte non tenu des impôts sur les bénéfices et des intérêts	118	118	(18)	107	58
BAIIA ajusté	599 $	557 $	2 343 $	2 339 $	2 387 $

1) Le bénéfice net représente le bénéfice avant la participation ne donnant pas le contrôle dans les filiales et les dividendes sur les actions privilégiées.

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RAPPORT DE GESTION

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

ÉLÉMENTS IMPORTANTS AYANT EU UNE INCIDENCE SUR LE BÉNÉFICE

2020

Arbitrage international et décision relativement à TECO Guatemala Holdings (« TGH »)

Le 24 novembre 2020, un paiement a été effectué par la République du Guatemala en lien avec un investissement que TGH, une filiale en propriété exclusive de TECO Energy, détenait indirectement avant son acquisition par Emera. Le paiement était lié à une décision rendue par un tribunal du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (le « tribunal ») en 2013. Le paiement de 49 millions de dollars (36 millions de dollars après impôts, ou 0,15 $ par action ordinaire), déduction faite des frais juridiques, a été comptabilisé au poste « Autres produits » des états des résultats consolidés. Se reporter à la note 27 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

Gain à la vente d’Emera Maine et pertes de valeur

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine pour une valeur totale d’entreprise de 2,0 milliards de dollars (1,4 milliard de dollars américains). Un gain à la vente de 585 millions de dollars (309 millions de dollars après impôts, ou 1,26 $ par action ordinaire), déduction faite des coûts de transaction, a été comptabilisé au poste « Autres produits » des états des résultats consolidés. Se reporter à la rubrique « Faits récents » pour plus de précisions.

En raison de la vente, la contribution au bénéfice d’Emera Maine a été inférieure de 9 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 par rapport au quatrième trimestre de 2019 et de 41 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

En outre, des pertes de valeur de 25 millions de dollars (26 millions de dollars après impôts) ont été comptabilisées sur certains autres actifs pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

Incidence sur le bénéfice des gains et pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts Les gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts ont augmenté de 3 millions de dollars pour s’établir à 85 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, contre 82 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts ont été supérieures de 86 millions de dollars aux gains de 76 millions de dollars comptabilisés en 2019. Cette augmentation est attribuable à la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel en 2020, aux variations des positions existantes et à une reprise plus importante de pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché en 2019 à Emera Energy. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par les gains sur les couvertures de flux de trésorerie de change.

Incidence sur le bénéfice de la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside au premier trimestre de 2019

Pour les neuf premiers mois de 2020, la contribution au bénéfice d’Emera Energy Generation a été inférieure de 21 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 par rapport à 2019 en raison de la vente en mars 2019 des centrales au gaz naturel en NouvelleAngleterre et de la centrale électrique Bayside.

2019

GBPC – Travaux de restauration après l’ouragan Dorian

Au troisième trimestre de 2019, l’ouragan Dorian a frappé Grand Bahama en tant qu’ouragan de catégorie 5, causant d’importants dommages dans l’île. Le bénéfice d’Emera pour 2019 a diminué d’environ 62 millions de dollars (0,26 $ par action ordinaire) en raison de l’incidence de l’ouragan.

Au quatrième trimestre de 2019, Emera a comptabilisé des pertes de valeur de 34 millions de dollars, ce qui comprend un montant de 30 millions de dollars relatif au goodwill de GBPC qui est attribuable à la révision à la baisse des flux de trésorerie futurs prévus à la suite des travaux de restauration entrepris par suite des dommages causés par l’ouragan Dorian et aux changements à la structure du capital réglementée à long terme prévue de GBPC. Cette charge hors trésorerie a été comptabilisée à titre de « perte de valeur » dans les états des résultats consolidés. Se reporter à la note 22 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

Le bénéfice de GBPC pour 2019 a diminué de 13 millions de dollars (0,05 $ par action ordinaire) par rapport à 2018 en raison de la tempête. Emera a comptabilisé une perte revenant au siège social de 15 millions de dollars (0,06 $ par action ordinaire) en 2019, dans le secteur Autres, pour la quote-part de la société de la franchise d’assurance sur les installations de GBPC.

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RAPPORT DE GESTION

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES CONSOLIDÉES PAR SECTEUR D’ACTIVITÉ

	Trois	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre			31 décembre
Bénéfice net ajusté	2020	2019	2020	2019	2018
Services publics d’électricité de la Floride	101 $	80 $	501 $	419 $	381 $
Services publics d’électricité canadiens	57	58	221	229	218
Autres services publics d’électricité	8	14	33	76	89
Services publics de gaz naturel et infrastructure	45	51	162	183	136
Autres	(23)	(58)	(252)	(286)	(153)
Bénéfice net ajusté attribuable auxporteurs d’actions ordinaires	188 $	145 $	665 $	621 $	671 $
Gain à la vente, après impôts et coûts de transaction	–	–	309	–	–
Pertes de valeur, après impôts	–	(34)	(26)	(34)	–
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à la valeur du marché
après impôts	85	82	(10)	76	39
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires	273 $	193 $	938 $	663 $	710 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le tableau qui suit fait état des variations importantes du bénéfice net ajusté entre 2019 et 2020.

	Trois mois clos le	Exercices clos le
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Bénéfice net ajusté – 2019	145 $	621 $
Rendement des unités d’exploitation :
Tampa Electric – augmentation du bénéfice au cours des deux périodes en raison de la mise
en service de projets de centrales de production d’énergie solaire, de l’augmentation de la
provision pour fonds utilisés pendant la construction (la « PFUPC »), du bénéfice provenant
de la modernisation de la centrale Big Bend et des projets de production d’énergie solaire, de
la hausse de la charge en raison du temps plus chaud, d’une meilleure répartition des ventes
aux clients résidentiels liée à l’incidence de la COVID-19, de la croissance de la clientèle et d’un
crédit à la charge d’amortissement à la suite d’un règlement réglementaire	21	82
Services publics des Caraïbes – augmentation de la contribution au bénéfice au quatrième
trimestre de 2020 liée à la poursuite de la reprise après l’ouragan Dorian à GBPC. D’un exercice
à l’autre, la contribution au bénéfice a diminué en 2020 en raison de la baisse des ventes liée à
l’incidence de la COVID-19 et de lapoursuite de la reprise après l’ouragan Dorian à GBPC	3	(12)
NSPI – diminution du bénéfice d’un exercice à l’autre attribuable à la hausse de la charge d’impôts
sur les bénéfices, à la diminution du volume des ventes en raison du temps plus chaud et à la
diminution des ventes aux clients commerciaux en raison de la COVID-19. La diminution a été
en partie contrebalancée par la baisse des charges d’exploitation et d’entretien et charges
générales et par une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels en raison de
la COVID-19	1	(12)
Diminution du bénéfice en raison de la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020 et de
la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside
aupremier trimestre de 2019	(8)	(62)
Impôts :
Comptabilisation du recouvrement d’impôts sur les bénéfices des sociétés reporté comme un
passif réglementaire en 2018 à BLPC	–	10
Réévaluation des actifs et passifs nets d’impôts reportés sur les bénéfices du siège social, de
NSPI et d’Emera Energy en raison de la réduction du taux d’imposition des sociétés de la
province de Nouvelle-Écosse aupremier trimestre de 2020	–	(14)
Comptabilisation, au troisième trimestre de 2019, des avantages fiscaux liés à la modification du
traitement fiscal des reports en avant de pertes d’exploitation nettes et comptabilisation des
avantagesprocuréspar la réforme fiscale au deuxième trimestre de 2019 à NMGC	–	(19)
Siège social :
Décision relative à TGH, déduction faite des impôts et des frais juridiques. Se reporter à la
rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et à la note 27 des
états financiers consolidés	36	36
Diminution des intérêts débiteurs dans le secteur « Autres » découlant principalement de la
baisse des taux d’intérêt et du remboursement de titres de créance à longterme de la société	10	30
Comptabilisation en 2019 d’une perte revenant au siège social pour la part de la franchise
d’assurance sur les installations de GBPC,en raison de l’incidence de l’ouragan Dorian	6	15
Moment de la déclaration des dividendes sur les actionsprivilégiées auquatrième trimestre	(11)	–
Autres écarts :	(15)	(10)
Bénéfice net ajusté – 2020	188 $	665 $

Se reporter à la rubrique « Principales données financières » pour plus de précisions sur les contributions des secteurs à présenter.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

		Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens			31 décembre
	2020	2019	2018
Flux de trésorerie liés à l’exploitation avant la variation du fonds de roulement	1 420 $	1 598 $	1 806 $
Variation du fonds de roulement	217	(73)	(116)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	1 637 $	1 525 $	1 690 $
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(1 224) $	(1 617) $	(2 190) $
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	(372) $	14 $	344 $

en millions de dollars canadiens			Aux 31 décembre
	2020	2019	2018
Total de l’actif	31 234 $	31 842 $	32 314 $
Total de la dette à long terme (y compris la tranche échéant à moins d’un an)	13 721 $	14 180 $	15 411 $

Se reporter à la rubrique « Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants » pour obtenir une analyse plus approfondie des flux de trésorerie.

FAITS SAILLANTS DE L’ÉTAT DES RÉSULTATS CONSOLIDÉ

					Exercices		Exercice
en millions de dollars canadiens	Trois	mois clos les			clos les		clos le
(sauf les montantspar action)		31 décembre	Variation		31 décembre	Variation	31 décembre
	2020	2019		2020	2019		2018
Produits d’exploitation	1 537 $	1 616 $	(79) $	5 506 $	6 111 $	(605) $	6 524 $
Charges d’exploitation	1 148	1 237	89	4 359	4 768	409	5 126
Bénéfice d’exploitation	389	379	10	1 147	1 343	(196)	1 398
Quote-part du bénéfice
des placements dans des
sociétés satellites	36	36	–	149	154	(5)	154
Autresproduits nets(charges nettes)	75	1	74	708	12	696	(23)
Intérêts débiteurs nets	159	181	22	679	738	59	713
Charge (recouvrement) d’impôts
sur les bénéfices	57	43	(14)	341	61	(280)	69
Bénéfice net	284	192	92	984	710	274	747
Bénéfice net attribuable aux porteurs
d’actions ordinaires	273	193	80	938	663	275	710
Gain à la vente, après impôts et coûts
de transaction	–	–	–	309	–	309	–
Pertes de valeur,après impôts	–	(34)	34	(26)	(34)	8	–
Gains (pertes) découlant de la
réévaluation à la valeur du marché
après impôts	85	82	3	(10)	76	(86)	39
Bénéfice net ajusté attribuable aux
porteurs d’actions ordinaires	188 $	145 $	43 $	665 $	621 $	44 $	671 $
Résultat de basepar action ordinaire	1,09 $	0,79 $	0,30 $	3,78 $	2,76 $	1,02 $	3,05 $
Résultat diluépar action ordinaire	1,08 $	0,80 $	0,28 $	3,78 $	2,76 $	1,02 $	3,04 $
Résultat ajusté de base par
action ordinaire	0,75 $	0,60 $	0,15 $	2,68 $	2,59 $	0,09 $	2,88 $
Dividendes par action
ordinaire déclarés	0,6375 $	– $	0,6375 $	2,4750 $	2,3750 $	0,1000 $	2,2825 $

BAIIA ajusté	599 $	557 $	42 $	2 343 $	2 339 $	4 $	2 387 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Produits d’exploitation

Les produits d’exploitation ont diminué de 79 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 comparativement au quatrième trimestre de 2019. Abstraction faite de la diminution de 10 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, les produits d’exploitation ont diminué de 69 millions de dollars, en raison des facteurs suivants :

une diminution de 64 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison de la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020;
une diminution de 18 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité, attribuable à la baisse des produits liés au combustible qui a découlé de la diminution des prix du combustible à BLPC;
une diminution de 13 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride en raison de la diminution des produits liés à une clause attribuable à une baisse du coût du combustible, partiellement contrebalancée par la mise en service de projets de production d’énergie solaire, par les températures plus froides qu’au trimestre correspondant de l’exercice précédent, par une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels en raison de la COVID-19 et par la croissance de la clientèle.

Ces incidences ont été partiellement contrebalancées par :

une augmentation de 13 millions de dollars à NSPI enregistrée par le secteur Services publics d’électricité canadiens en raison de la hausse de l’évaluation rendue au sujet du lien maritime comprise dans les produits par rapport aux coûts en 2019 ainsi que de l’augmentation des volumes des ventes dans le secteur résidentiel résultant principalement de l’incidence de la pandémie de COVID-19, de la hausse du volume des ventes auprès des clients industriels et de l’augmentation du prix lié au combustible, partiellement contrebalancée par une baisse du volume des ventes attribuable aux températures plus chaudes qu’au cours de l’exercice précédent et par une diminution du volume des ventes aux clients commerciaux attribuable à l’incidence de la pandémie de COVID-19.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les produits d’exploitation ont diminué de 605 millions de dollars par rapport à 2019. Abstraction faite de l’augmentation des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché de 148 millions de dollars, les produits d’exploitation ont diminué de 457 millions de dollars en raison des facteurs suivants :

une diminution de 211 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison de la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020;
une diminution de 127 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride en raison de la diminution des produits liés à une clause attribuable à une baisse du coût du combustible, partiellement contrebalancée par la mise en service de projets de production d’énergie solaire, par une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels en raison de la COVID-19, par des températures plus chaudes qu’au cours de l’exercice précédent et par la croissance de la clientèle;
une diminution de 109 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres attribuable à la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside au premier trimestre de 2019;
une diminution de 61 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure attribuable à la diminution des produits liés à une clause à PGS, à la baisse des ventes hors système à PGS, aux températures plus chaudes qu’au cours de l’exercice précédent à NMGC, à la comptabilisation par NMGC en 2019 des avantages procurés par la réforme fiscale et à la diminution des ventes aux clients commerciaux à PGS liée à la pandémie de COVID-19, en partie contrebalancée par la croissance de la clientèle à PGS;
une diminution de 59 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison d’une baisse des produits liés au combustible attribuable à la diminution des prix du combustible à BLPC, de l’incidence de la pandémie de COVID-19 à GBPC et à BLPC et de l’incidence de l’ouragan Dorian à GBPC.

L’incidence de ces facteurs a été partiellement contrebalancée par :

une augmentation de 64 millions de dollars à NSPI enregistrée par le secteur Services publics d’électricité canadiens en raison de la hausse des produits liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime par rapport à 2019, de l’augmentation du prix lié au combustible et d’une meilleure répartition des ventes dans le secteur résidentiel, partiellement contrebalancée par les températures plus chaudes qu’au cours de l’exercice précédent et par la diminution du volume des ventes auprès des clients commerciaux liée à l’incidence de la pandémie de COVID-19.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation ont diminué de 89 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 comparativement au quatrième trimestre de 2019. Abstraction faite de la perte de valeur de 34 millions de dollars comptabilisée au quatrième trimestre de 2019 et de la diminution de 1 million de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché, les charges d’exploitation ont diminué de 54 millions de dollars, en raison des facteurs suivants :

une diminution de 49 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité attribuable essentiellement à la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020;
une diminution de 25 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride en raison de la baisse des prix du gaz naturel.

L’incidence de ces facteurs a été partiellement contrebalancée par :

une augmentation de 11 millions de dollars enregistrée par le secteur des Services publics d’électricité canadiens à NSPI, en raison principalement de l’augmentation des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime en 2020, partiellement contrebalancée par la baisse des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales et par les changements apportés aux reports réglementaires;
une augmentation de 10 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure en raison de la hausse des prix des produits de base à PGS et à NMGC.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les charges d’exploitation ont diminué de 409 millions de dollars par rapport à 2019. Abstraction faite de la diminution de 8 millions de dollars des pertes de valeur et de l’augmentation de 5 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, les charges d’exploitation ont diminué de 396 millions de dollars en raison des facteurs suivants :

une diminution de 196 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride attribuable à la baisse des prix du gaz naturel;
une diminution de 148 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité attribuable essentiellement à la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020;
une diminution de 80 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres attribuable à la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside au premier trimestre de 2019;
une diminution de 41 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure en raison des prix plus faibles des produits de base et de l’approvisionnement moindre du réseau aux clients à PGS et à NMGC et de la diminution du volume des ventes hors système à PGS;
une diminution de 41 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison de la diminution des prix du mazout à BLPC.

L’incidence de ces facteurs a été partiellement contrebalancée par :

une augmentation de 61 millions de dollars à NSPI pour le secteur des Services publics d’électricité canadiens découlant principalement des changements apportés aux reports réglementaires et de l’augmentation des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime en 2020, partiellement contrebalancée par la baisse des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales.

Autres produits nets (charges nettes)

L’augmentation des autres produits nets (charges nettes) enregistrée au quatrième trimestre de 2020 découle principalement de la décision relative à TGH, de la part revenant au siège social de la franchise d’assurance sur les installations à GBPC en 2019 attribuable à l’ouragan Dorian et de l’augmentation de la quote-part du bénéfice tiré de la PFUPC en 2020 résultant surtout du projet de modernisation de la centrale Big Bend et des projets de production d’énergie solaire à Tampa Electric. L’augmentation enregistrée pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 s’explique aussi par le gain avant impôts à la vente d’Emera Maine.

Intérêts débiteurs

Les intérêts débiteurs nets ont diminué au quatrième trimestre de 2020 et pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 par rapport à 2019 en raison de la baisse des taux d’intérêt et du remboursement de la dette de la société.

Charge d’impôts sur les bénéfices

L’augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices pour le quatrième trimestre de 2020, par rapport à la période correspondante de 2019, est principalement attribuable à la hausse du bénéfice avant la charge d’impôts sur les bénéfices. L’augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices en 2020 par rapport à 2019 résulte principalement du gain à la vente d’Emera Maine.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Bénéfice net et bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires

Pour le quatrième trimestre de 2020, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires reflète l’incidence favorable de l’augmentation de 3 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts et de la non-récurrence de la perte de valeur de 34 millions de dollars comptabilisée en 2019. Abstraction faite de l’incidence favorable des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts et de la non-récurrence de la perte de valeur, le bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires a augmenté de 43 millions de dollars. Cette augmentation s’explique par l’apport accru des Services publics d’électricité de la Floride, par la décision relative à TGH, par la diminution de la part revenant au siège social des frais d’intérêts et par la part revenant au siège social de la franchise d’assurance sur les installations de GBPC en 2019 attribuable à l’ouragan Dorian. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l’incidence du moment de la déclaration des dividendes sur les actions privilégiées et par la baisse du bénéfice provenant d’Emera Maine à la suite de sa vente.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires reflète l’incidence favorable du gain à la vente d’Emera Maine de 309 millions de dollars après impôts et des pertes de valeur ainsi que l’incidence défavorable de l’augmentation de 86 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts liée principalement à Emera Energy. Abstraction faite du gain net à la vente d’Emera Maine, des pertes de valeur et des variations défavorables découlant de la réévaluation à la valeur du marché, le bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires a augmenté de 44 millions de dollars. L’augmentation s’explique par l’apport accru des services publics d’électricité de la Floride, par la décision relative à TGH, par la diminution de la part revenant au siège social des frais d’intérêts et par la part revenant au siège social de la franchise d’assurance sur les installations à GBPC en 2019 attribuable à l’ouragan Dorian. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la baisse du bénéfice à Emera Maine attribuable à sa vente au premier trimestre de 2020, par la baisse du bénéfice des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside enregistrée en raison de leur vente au premier trimestre de 2019, par l’apport moindre de NSPI et des centrales dans les Caraïbes, par la réévaluation des impôts reportés attribuable à une réduction du taux d’imposition des sociétés de la Nouvelle-Écosse et par la comptabilisation, en 2019, des avantages procurés par la réforme fiscale à NMGC.

Résultat de base par action ordinaire et résultat ajusté de base par action ordinaire

Le résultat de base par action ordinaire et le résultat ajusté de base par action ordinaire ont augmenté au quatrième trimestre et pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, en raison de la hausse du bénéfice dont il est question ci-dessus.

Incidence de la conversion des monnaies étrangères

Emera exerce des activités à l’échelle internationale, y compris au Canada, aux États-Unis et dans divers pays des Caraïbes. Par conséquent, la société génère des revenus et engage des dépenses libellés en monnaies locales, qui sont convertis en dollars canadiens aux fins de la présentation de l’information financière. Les variations des taux de change, en particulier les fluctuations de la valeur du dollar américain par rapport au dollar canadien, peuvent avoir une incidence positive ou négative sur les résultats d’Emera.

Le bénéfice provenant des établissements à l’étranger d’Emera est converti en dollars canadiens. En règle générale, le bénéfice d’Emera profite de l’affaiblissement du dollar canadien et subit les contrecoups de son raffermissement. L’incidence des taux de change au cours d’une période donnée est attribuable aux variations des taux, au moment où est généré le bénéfice provenant des établissements à l’étranger au cours de la période, au pourcentage du bénéfice provenant des établissements à l’étranger au cours de la période et à l’incidence des couvertures de flux de trésorerie de change conclues afin de gérer le risque de change lié au bénéfice.

Les résultats des établissements à l’étranger sont convertis au taux de change moyen pondéré, et les actifs et les passifs des établissements à l’étranger sont convertis au cours en vigueur à la clôture de la période. Les taux de change du dollar canadien par rapport au dollar américain pour 2020 et 2019 s’établissent comme suit :

	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31 décembre		31 décembre
	2020 2019	2020	2019
Taux de change moyen pondéré $ CA/$ US	1,30 $ 1,32 $	1,34 $	1,33 $
Taux de change $ CA/$ US à la clôture de la période	1,27 $ 1,30 $	1,27 $	1,30 $

Le renforcement du taux de change du dollar canadien a entraîné une augmentation de 1 million de dollars du bénéfice et une diminution de 1 million de dollars du bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2020 par rapport au quatrième trimestre de 2019. L’affaiblissement du taux de change du dollar canadien a entraîné une augmentation de 19 millions de dollars du bénéfice et de 5 millions de dollars du bénéfice ajusté en 2020 par rapport à 2019.

Conformément à ses politiques en matière de gestion des risques, Emera gère en partie le risque de change en utilisant la dette libellée en dollars américains pour financer ses activités aux États-Unis, et elle recourt à des dérivés de change afin de couvrir certaines opérations spécifiques et les risques liés au bénéfice. Emera n’utilise pas d’instruments financiers dérivés à des fins de négociation des monnaies étrangères ou de spéculation.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le tableau ci-dessous présente les principaux secteurs dont les contributions au bénéfice ajusté sont comptabilisées en dollars américains.

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains	31	décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Services publics d’électricité de la Floride	76 $	61 $	372 $	316 $
Autres services publics d’électricité	5	10	24	57
Servicespublics degaz naturel et infrastructure1)	30	33	97	115
	111	104	493	488
Secteur Autres2)	5	(28)	(102)	(159)
Total3)	116 $	76 $	391 $	329 $

1) Comprend le bénéfice net en dollars américains provenant de PGS, de NMGC, de SeaCoast et de M&NP.
2) Comprend la tranche du bénéfice net ajusté en dollars américains d’Emera Energy Services et de Bear Swamp, ainsi que les intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains d’Emera Inc. et, en 2019, le bénéfice net des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre.

3) Les montants présentés ci-dessus ne tiennent pas compte de l’incidence des réévaluations à la valeur du marché.

SURVOL DE L’ENTREPRISE ET PERSPECTIVES COMMERCIALES

PANDÉMIE DE COVID-19

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, la pandémie de COVID-19 en cours a touché toutes les zones de service dans lesquelles Emera exerce ses activités. Les services publics d’Emera fournissent des services essentiels et continuent à fonctionner pour répondre à la demande des clients. Les priorités de la société restent la prestation fiable de services énergétiques essentiels tout en préservant la santé et la sécurité de ses clients et de ses employés, ainsi que le soutien aux communautés au sein desquelles Emera exerce ses activités.

La pandémie a entraîné globalement une baisse des charges et une augmentation des coûts d’exploitation par rapport à ceux qu’auraient autrement connus les services publics de la société. Certains des services publics d’Emera ont été davantage touchés que d’autres. Toutefois, sur une base consolidée, ces incidences défavorables n’ont eu aucun effet important sur le bénéfice net, principalement du fait d’un changement dans la composition des ventes auprès des catégories de clients. La diminution des ventes aux clients commerciaux et industriels a été en partie contrebalancée par l’augmentation des ventes aux clients résidentiels, qui contribuent davantage au recouvrement des coûts fixes. Des conditions météorologiques favorables en 2020, particulièrement en Floride, ont réduit davantage l’effet consolidé. La société n’a pas reporté de coûts en vue d’un recouvrement futur en raison de la pandémie. Les reports de projets d’investissement et les perturbations de la chaîne d’approvisionnement ont aussi été minimes jusqu’à présent. La direction continue à suivre de près la situation relative à la COVID-19.

Les gouvernements du monde entier ont mis en œuvre des mesures destinées à faire face à la pandémie. Parmi ces mesures figurent des restrictions concernant les voyages et les transports, des mises en quarantaine, la distanciation physique, la fermeture d’installations commerciales et industrielles, des confinements, des arrêts des activités et d’autres mesures sanitaires. Ces mesures ont une incidence négative sur les économies mondiale, nationales et locales. Les marchés mondiaux des actions ont connu une grande volatilité, et les gouvernements et les banques centrales mettent en œuvre des mesures destinées à stabiliser les conditions économiques. La cadence et la vigueur de la reprise économique sont incertaines et peuvent varier d’un territoire à l’autre.

En mars 2020, Emera a mis en œuvre ses plans de lutte contre la pandémie et de poursuite des activités à l’échelle de l’entreprise. Cela comprend des restrictions de voyage, l’obligation pour les employés de travailler à distance dans la mesure du possible, une restriction de l’accès aux installations d’exploitation, la distanciation physique et la mise en œuvre de protocoles supplémentaires (notamment l’utilisation accrue d’équipements de protection individuelle) pour les travaux effectués dans les installations des clients. Dans les territoires où il est sécuritaire de le faire, certaines entités de la société ont mis en place une stratégie de réintégration sur le lieu de travail. La société assure le suivi des recommandations des autorités de santé publique locales et nationales relatives à la COVID-19 et adapte les exigences fonctionnelles selon les besoins.

Les services publics d’Emera collaborent avec les clients relativement à des initiatives d’allégement compte tenu de l’effet de la pandémie sur la capacité de paiement de ces derniers et de leurs besoins en matière de service continu. Ces initiatives comprennent notamment la suspension temporaire des débranchements pour non-paiement de factures et la mise au point de modalités de paiement lorsque nécessaire. Au troisième trimestre de 2020, la plupart des services publics d’Emera ont repris les processus de débranchement pour non-paiement. Les services publics de la société ont vu augmenter le vieillissement des débiteurs clients résultant de la suspension temporaire des débranchements. Cette tendance a commencé à s’inverser avec la reprise des processus normaux de débranchement. Il n’y a pas eu de défaillances importantes de clients à la suite de faillites; plusieurs comptes clients sont garantis par des dépôts. Au 31 décembre 2020, les ajustements des pertes de crédit ont augmenté mais n’ont pas eu d’incidence significative sur le bénéfice. L’incidence totale des pertes de crédit potentielles liées au non-paiement de la part de clients n’est pas connue à l’heure actuelle. Les services publics continuent à surveiller les comptes clients et collaborent avec les clients quant aux modalités de paiement.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

L’ampleur de l’incidence future de la COVID-19 sur les résultats financiers et les activités de la société ne peut être prévue pour le moment et dépendra de l’évolution de la situation, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie, le moment et l’efficacité de la vaccination, des mesures gouvernementales potentielles, de l’activité économique et de la consommation d’énergie dans l’avenir. Au premier trimestre de 2020, la société a actualisé ses principaux risques pour tenir compte de cette incertitude. Se reporter à la rubrique « Gestion des risques, y compris les instruments financiers » et à la note 27 des états financiers consolidés pour en savoir plus sur cette mise à jour sur les risques. La société a présenté l’incidence de cette incertitude dans ses estimations comptables utilisées pour la préparation des états financiers. Se reporter à la rubrique « Estimations comptables critiques » du présent document et à la section « Utilisation des estimations formulées par la direction » de la note 1 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

Les répercussions potentielles futures de la COVID-19 sur les activités peuvent comprendre :

une baisse du bénéfice en raison d’une diminution du volume des ventes attribuable au ralentissement économique continu ainsi qu’au rythme et à la solidité de la reprise économique;
des reports de projets d’investissement en raison de la suspension des travaux de construction, des restrictions gouvernementales quant aux travaux des projets d’investissement non essentiels, des restrictions de voyage pour les sous-traitants ou des perturbations de la chaîne d’approvisionnement;
le report et l’ajustement des dépôts, des audiences et des décisions réglementaires, ainsi que des périodes de recouvrement;
une diminution des flux de trésorerie d’exploitation en raison de la baisse du bénéfice et d’un recouvrement plus lent des débiteurs ou d’une hausse des pertes de crédit.

À ce jour, les éléments ci-dessus n’ont pas eu d’incidence financière importante sur la société. Les répercussions futures sur les activités dépendront de l’évolution de la situation, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie ainsi que de la cadence et de la vigueur de la reprise économique.

Se reporter aux rubriques « Perspectives » de chaque secteur ci-dessous pour une analyse des incidences propres à chaque société affiliée. Ces perspectives sectorielles sont fondées sur les renseignements disponibles actuellement, mais l’incidence globale de la COVID-19 est inconnue pour l’instant.

Selon la durée de la pandémie de COVID-19, les dépenses en immobilisations présentées ci-dessous pourraient être retardées en raison de perturbations de la chaîne d’approvisionnement, de restrictions de voyage pour les sous-traitants ou du report de travaux de projets d’investissement non essentiels. La société prévoit actuellement de continuer à disposer de liquidités adéquates compte tenu de sa situation de trésorerie, de ses facilités bancaires existantes et de son accès à des capitaux, mais elle continuera de surveiller les répercussions de la COVID-19 sur les flux de trésorerie dans l’avenir. Se reporter à la rubrique « Situation de trésorerie et sources de financement » du présent document pour plus de précisions.

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ DE LA FLORIDE

Le secteur Services publics d’électricité de la Floride se compose de Tampa Electric, une entreprise de services publics d’électricité réglementée et verticalement intégrée qui offre des services de production, de transport et de distribution d’électricité aux abonnés du centre-ouest de la Floride. Comptant environ 10 milliards de dollars américains d’actifs et quelque 792 500 abonnés, Tampa Electric possède, au 31 décembre 2020, une capacité de production de 5 790 MW d’électricité, dont 78 pour cent proviennent de centrales au gaz naturel, 12 pour cent de centrales au charbon et au coke de pétrole et 10 pour cent de l’énergie solaire. Tampa Electric possède 2 165 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 19 250 kilomètres d’installations de distribution d’électricité.

Le RCP réglementé approuvé de Tampa Electric se situe actuellement entre 9,25 pour cent et 11,25 pour cent, moyennant une participation autorisée de 54 pour cent dans la structure du capital. Un RCP de 10,25 pour cent est utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses.

En raison de la croissance continue du tarif de base, Tampa Electric prévoit dégager en 2021 un RCP avoisinant l’extrémité inférieure de sa fourchette autorisée ou inférieur à cette fourchette autorisée. Le volume des ventes de Tampa Electric devrait être inférieur à celui de 2020, qui avait bénéficié d’un temps plus chaud que ces dernières années. Par conséquent, Tampa Electric prévoit que le bénéfice sera légèrement inférieur à celui de 2020. Tampa Electric prévoit que les taux de croissance de la consommation de 2021 seront semblables à ceux de 2020, ce qui reflète la croissance économique actuelle prévue en Floride.

Le 1[er] février 2021, Tampa Electric a informé la FPSC de son intention de demander une hausse des tarifs de base, reflétant des besoins de produits supplémentaires d’environ 280 millions de dollars américains à 295 millions de dollars américains, à compter de janvier 2022. Les tarifs proposés par Tampa Electric comprennent le recouvrement des coûts de la première phase du projet de modernisation de la centrale Big Bend, l’investissement dans des projets d’énergie solaire à usage commercial de 225 MW, l’investissement dans les compteurs avancés et le recouvrement accéléré de la valeur comptable nette restante des actifs mis hors service. Tampa Electric a également l’intention de demander l’approbation de rajustements du tarif de base de production de 130 millions de dollars américains pour recouvrer les coûts de la deuxième phase du projet de modernisation de la centrale Big Bend et des projets d’énergie solaire à usage commercial supplémentaires dans les années à venir. Ces montants constituent des estimations jusqu’à ce que Tampa Electric complète et dépose son dossier détaillé. Tampa Electric prévoit déposer son dossier détaillé le 2 avril 2021 ou après cette date, et une décision de la FPSC est attendue pour la fin de 2021.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le 3 octobre 2019, la FPSC a publié une règle visant à mettre en œuvre une clause de recouvrement des coûts du plan de protection contre les tempêtes (PPCT). Cette nouvelle clause prévoit un processus permettant aux services publics de la Floride qui appartiennent à des investisseurs, dont Tampa Electric, de recouvrer les coûts engagés pour mettre en place des mesures supplémentaires – non comprises dans les tarifs de base – visant à rendre le réseau de transport et de distribution plus résistant aux tempêtes. Tampa Electric a déposé son PPCT auprès de la FPSC le 10 avril 2020. Le 27 avril 2020, Tampa Electric a soumis une convention de règlement à la FPSC qui prévoyait une réduction des tarifs de base de 15 millions de dollars américains pour les coûts liés aux programmes du PPCT précédemment recouvrés dans les tarifs de base à compter du 1[er] janvier 2021. Le 9 juin 2020, la FPSC a approuvé cette convention de règlement. Le 3 août 2020, Tampa Electric a soumis une autre convention de règlement à la FPSC pour approbation, comprenant le recouvrement des coûts d’environ 39 millions de dollars américains à titre de coûts relatifs au projet proposé de protection contre les tempêtes pour 2020 et 2021. Ce recouvrement des coûts comprend la tranche de 15 millions de dollars américains des coûts supprimés des tarifs de base. Cette convention de règlement a été approuvée le 10 août 2020 et le recouvrement des coûts de Tampa Electric a commencé en janvier 2021. Le projet approuvé actuel s’appliquera aux années 2020, 2021 et 2022, et Tampa Electric déposera un nouveau projet en 2022 pour fixer le recouvrement des coûts en 2023, en 2024 et en 2025.

Le 18 février 2020, Tampa Electric a annoncé son intention d’investir environ 800 millions de dollars américains dans de nouveaux projets d’énergie solaire photovoltaïque à usage commercial de 600 MW d’ici à la fin de 2023. Au 31 décembre 2020, Tampa Electric avait investi environ 213 millions de dollars américains dans ces projets. Au cours de la période de construction, le bénéfice provenant de ce projet est tiré de la PFUPC. Se reporter à la rubrique « Faits récents » pour plus de précisions.

Tampa Electric prévoit investir environ 850 millions de dollars américains jusqu’en 2023 pour moderniser la centrale électrique Big Bend, dont environ 526 millions de dollars américains avaient été investis au 31 décembre 2020. Ce projet de modernisation permettra d’alimenter l’unité 1 de Big Bend avec du gaz naturel utilisant la technologie de gazéification intégrée à cycle combiné et d’éliminer le charbon comme combustible de cette unité. Le 1[er] juin 2020, Tampa Electric a mis hors service les composants de l’unité 1 qui ne seront pas utilisés dans la centrale modernisée. De plus, Tampa Electric prévoit mettre hors service l’unité 2 de Big Bend en 2021. Conformément à la convention de règlement de Tampa Electric de 2017, Tampa Electric n’était pas tenue de demander un calendrier de recouvrement des actifs mis hors service avant la prochaine évaluation des amortissements. Le 30 décembre 2020, Tampa Electric a déposé auprès de la FPSC une évaluation des amortissements et des démantèlements, ainsi qu’une demande de calendriers de recouvrement du capital.

Tampa Electric prévoit mettre hors service l’unité 3 de Big Bend en 2023, estimant que cette décision est dans l’intérêt supérieur des clients sur les plans économique, environnemental et opérationnel. À l’instar du plan de mise hors service des unités 1 et 2, Tampa Electric continuera à comptabiliser son investissement actuel dans l’unité 3 dans le poste « Centrales » et à amortir les actifs en utilisant les taux d’amortissement actuels jusqu’à ce que la FPSC approuve la prochaine évaluation des amortissements et des démantèlements de Tampa Electric.

Les dépenses en immobilisations du secteur Services publics d’électricité de la Floride prévues pour 2021 sont d’environ 1,2 milliard de dollars américains (1,0 milliard de dollars américains en 2020), y compris la PFUPC. Les projets d’investissement visent notamment les investissements dans les projets solaires, la poursuite de la modernisation de la centrale électrique Big Bend, les investissements visant à rendre les installations plus résistantes aux tempêtes et les compteurs avancés.

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ CANADIENS

Le secteur Services publics d’électricité canadiens englobe NSPI et ENL. NSPI est un service d’électricité réglementé verticalement intégré qui fournit des services de production, de transport et de distribution d’électricité et est le principal fournisseur d’électricité aux clients de la Nouvelle-Écosse. ENL est une société de portefeuille détenant des placements en titres de capitaux propres dans NSPML et dans LIL, deux investissements dans le transport d’électricité qui sont liés à l’aménagement d’une centrale hydroélectrique de 824 MW à Muskrat Falls, située sur le cours inférieur du fleuve Churchill, au Labrador.

NSPI

Dotée d’actifs d’environ 5,5 milliards de dollars et d’environ 529 000 clients, NSPI possède une capacité de production de 2 433 MW d’électricité, dont environ 43 pour cent proviennent de centrales au charbon, 28 pour cent de centrales au gaz naturel et/ou au mazout, 20 pour cent de centrales hydroélectriques ou éoliennes, 7 pour cent de centrales au coke de pétrole et 2 pour cent de centrales alimentées à la biomasse. De plus, NSPI a conclu des contrats d’achat d’énergie renouvelable auprès de producteurs d’électricité indépendants (« PEI »), qui détiennent une capacité de 456 MW. NSPI possède environ 5 000 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 27 000 kilomètres d’installations de distribution d’électricité.

La quantité d’énergie provenant de sources renouvelables augmentera à la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse d’électricité transmise par l’entremise du lien maritime à partir du projet hydroélectrique de Muskrat Falls. Le bloc de la Nouvelle-Écosse fournira à NSPI environ 900 GWh d’électricité par année pendant 35 ans. De plus, pendant les 5 premières années du bloc de la Nouvelle-Écosse, NSPI a également le droit de recevoir environ 240 GWh d’électricité additionnelle provenant du bloc d’électricité supplémentaire transmise par l’entremise du lien maritime. NSPI a la possibilité d’acheter de l’électricité supplémentaire au prix du marché de Nalcor dans le cadre de l’Entente d’accès à l’énergie. Nalcor est tenue d’offrir à NSPI une moyenne minimale de 1,2 TWh d’énergie par année en vertu de cette entente. La livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse devrait commencer en 2021.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le RCP réglementé approuvé de NSPI se situe entre 8,75 pour cent et 9,25 pour cent, d’après une moyenne de l’avoir des actionnaires ordinaires réglementé réel sur cinq trimestres pouvant atteindre 40 pour cent. NSPI prévoit dégager un RCP respectant sa fourchette autorisée en 2021 et s’attend à ce que les tarifs de base et les bénéfices soient supérieurs à ceux de 2020. L’incidence de la pandémie de COVID-19 sur l’économie de la Nouvelle-Écosse et le temps plus chaud que la normale ont eu un effet négatif sur le volume des ventes et le bénéfice de NSPI en 2020. En supposant des conditions météorologiques normales et une modeste reprise économique en 2021, NSPI s’attend à ce que le volume des ventes soit supérieur à celui de 2020. Selon la durée et la gravité de la pandémie de COVID-19 de même que la cadence et la vigueur de la reprise économique, le volume des ventes de NSPI pourrait continuer à subir des effets négatifs en 2021.

Les activités de NSPI sont actuellement régies par un plan triennal de stabilité tarifaire du combustible de NSPI, qui se traduit par une augmentation tarifaire annuelle globale moyenne de 1,5 pour cent afin de recouvrer les coûts du combustible pour la période de 2020 à 2022. Ces tarifs comprennent le recouvrement des coûts du lien maritime (expliqué à la rubrique « NSPML » de la section « ENL » ci-dessous).

NSPI est assujettie à des lois et règlements en matière d’environnement, tels qu’ils ont été définis par le gouvernement du Canada et la province de la Nouvelle-Écosse. NSPI continue de collaborer avec ces deux paliers de gouvernement afin de se conformer à ces lois et règlements, en maximisant l’efficacité des mesures de contrôle des émissions et en minimisant les coûts pour les clients. NSPI prévoit que les coûts prudemment engagés pour réaliser les réductions prévues par la loi seront recouvrables auprès des clients en vertu du cadre réglementaire qui s’applique aux activités de NSPI.

Le gouvernement du Canada a mis en place des lois et des règlements qui obligeraient les centrales au charbon à fermer avant la fin de leur vie économique et au plus tard en 2030. L’Accord d’équivalence Canada-Nouvelle-Écosse permet à NSPI de se conformer aux règlements fédéraux relatifs aux émissions de gaz à effet de serre. L’accord d’équivalence actuel, qui doit être renouvelé par tranches de cinq ans, établit une équivalence pour la période de 2020 à 2024 et définit le cadre de l’équivalence pour la période de 2025 à 2040. Au 31 décembre 2020, NSPI respectait les exigences provinciales.

Le 19 novembre 2020, le gouvernement du Canada a présenté le projet de loi C-12, Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité , qui exige que des objectifs nationaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre soient établis au Canada, dans le but d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. NSPI continue à collaborer avec le gouvernement fédéral concernant les mesures visant à atteindre ses objectifs de réduction des émissions de carbone.

Le 11 décembre 2020, le gouvernement fédéral a annoncé son intention d’augmenter la taxe sur le carbone au Canada à compter de 2023, en augmentant de 15 $ par tonne par an pour atteindre 170 $ par tonne en 2030, en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (« LTPGES »). La LTPGES est un moyen de pression fédéral visant à mettre un prix sur la pollution par le carbone. Comme la Nouvelle-Écosse fixe le prix du carbone conformément aux dispositions réglementaires de son programme de plafonnement et d’échange, NSPI s’attend à ce que la réglementation de la Nouvelle-Écosse soit considérée comme équivalente à la taxe sur le carbone proposée en vertu de la LTPGES. NSPI continuera à collaborer avec le gouvernement provincial afin de comprendre son approche concernant les changements à apporter au programme de plafonnement et d’échange après 2022 pour tenir compte des projets du gouvernement fédéral.

Au premier trimestre de 2021, NSPI recevra les autorisations d’émissions qui lui ont été accordées pour 2021 en vertu du Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse. Ces autorisations seront utilisées en 2021 ou attribuées au cours de la période de conformité initiale de quatre ans se terminant en 2022. NSPI est en bonne voie de satisfaire aux exigences du programme. NSPI prévoit que tous les coûts prudemment engagés pour se conformer aux lois et règlements du gouvernement du Canada et au Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse seront recouvrables en vertu du cadre réglementaire de NSPI.

Au cours des dernières années, l’obligation de réduire la dépendance de la Nouvelle-Écosse envers les sources d’énergie à teneur supérieure en carbone et émettant des gaz à effet de serre a amené NSPI à investir de manière significative dans des sources d’énergie renouvelable, dont l’énergie provenant du lien maritime, et à acheter de l’énergie renouvelable auprès de PEI.

Le 17 mars 2020, Nalcor a annoncé qu’elle avait interrompu les activités de construction sur le site de Muskrat Falls en réponse à la pandémie de COVID-19. Nalcor a repris les travaux en mai 2020 et continue de travailler à l’achèvement de la construction et à la mise en service du projet en 2021. Se reporter à la rubrique « ENL — Incidence de la COVID-19 sur Muskrat Falls et sur LIL » ci-après pour plus de précisions. En raison du retard dans la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse, NSPI n’a pas atteint l’objectif fixé par la loi provinciale de 40 pour cent de ventes d’électricité produite à partir de sources renouvelables en 2020. Cela aurait donné lieu à une situation de non-conformité, n’eût été le fait que le 15 mai 2020, le gouvernement provincial a fourni à NSPI un plan de conformité de remplacement, comme le permet la loi, qui exige que NSPI fournisse à sa clientèle au moins 40 pour cent d’électricité produite à partir de sources renouvelables pendant la période allant de 2020 à 2022. NSPI s’attend à atteindre cette norme de conformité de remplacement.

En 2021, NSPI prévoit consacrer environ 370 millions de dollars (316 millions de dollars en 2020), y compris la PFUPC, principalement à des projets d’investissement visant à assurer la fiabilité du réseau et à des investissements dans le renouvellement des infrastructures hydroélectriques.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

ENL

NSPML

Par l’entremise de NSPML, sa filiale, ENL a investi 1,9 milliard de dollars en capitaux propres, en capitaux d’emprunt et au moyen du fonds de roulement, y compris 209 millions de dollars liés à la PFUPC, dans le développement du projet de lien maritime. Cet investissement comprend 546 millions de dollars en apport de capitaux propres, composé d’un apport en capital de 443 millions de dollars et 103 millions de dollars provenant du cumul des bénéfices non répartis, les coûts restants ayant été financés au moyen du fonds de roulement et d’emprunts. La dette relative au projet est garantie par le gouvernement du Canada.

Les actifs du lien maritime sont entrés en service le 15 janvier 2018. Il permet le transport de l’énergie ainsi qu’une fiabilité accrue et des avantages connexes, ce qui favorise l’efficacité et la fiabilité des deux provinces. Le lien maritime transportera à plus grande capacité lorsque le projet du cours inférieur du fleuve Churchill sera terminé.

La quote-part du bénéfice du lien maritime est tributaire du RCP approuvé et du rendement d’exploitation de NSPML. Le RCP réglementé approuvé de NSPML se situe entre 8,75 pour cent et 9,25 pour cent, d’après une moyenne de l’avoir des actionnaires ordinaires réglementé réel sur cinq trimestres pouvant atteindre 30 pour cent.

Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé l’évaluation des coûts provisoire de NSPML pour 2021 en vue du recouvrement auprès de NSPI des coûts du lien maritime d’environ 172 millions de dollars, assujettis à une retenue de 10 millions de dollars dans des conditions semblables à celles précédemment approuvées par la Régie et d’un report potentiel à long terme de frais d’amortissement pouvant aller jusqu’à 23 millions de dollars, en fonction du moment où débutera la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse. Le recouvrement au titre de cette évaluation provisoire a commencé le 1[er] janvier 2021. NSPML prévoit déposer une évaluation des coûts finale auprès de la Régie lors du début de la livraison du bloc énergétique de la Nouvelle-Écosse à partir du projet hydroélectrique de Muskrat Falls, qui devrait avoir lieu en 2021.

NSPML prévoit investir en 2021 environ 15 millions de dollars (7 millions de dollars en 2020) en dépenses en immobilisations.

LIL

ENL agit à titre de commanditaire, avec Nalcor Energy, dans le projet de lien de transport LIL, dont on estime le coût total à 3,7 milliards de dollars. La quote-part du bénéfice des sociétés satellites est comptabilisée au RCP annuel de 8,5 pour cent des capitaux propres investis. Ce RCP a été approuvé par la Régie des commissaires aux services publics de Terre-Neuve-et-Labrador.

La quote-part du bénéfice provenant des investissements dans LIL est fondée sur la valeur comptable de l’investissement en capitaux propres ainsi que sur le RCP approuvé. L’investissement d’Emera en capitaux propres se chiffre actuellement à 628 millions de dollars et se compose d’un apport en capitaux propres de 410 millions de dollars et du cumul des bénéfices non répartis de 218 millions de dollars. Le total des apports en capitaux propres d’Emera dans le projet LIL, compte non tenu du cumul des bénéfices non répartis, devrait s’élever à environ 650 millions de dollars lorsque tous les projets réalisés sur le cours inférieur du fleuve Churchill, dont Muskrat Falls, seront achevés.

Des revenus en trésorerie et un rendement des capitaux propres commenceront à être générés après la mise en service du projet LIL par Nalcor et, jusque-là, Emera continuera de comptabiliser un bénéfice tiré de la PFUPC.

La quote-part du bénéfice de NSPML et de LIL devrait être plus élevée en 2021 qu’en 2020. Les investissements dans NSPML et LIL sont comptabilisés au poste « Placements assujettis à une influence notable » des bilans consolidés d’Emera.

Incidence de la COVID-19 sur Muskrat Falls et sur LIL

Le 17 mars 2020, Nalcor a annoncé qu’elle avait interrompu les activités de construction sur le site de Muskrat Falls en réponse à la pandémie de COVID-19. En raison des effets de la COVID-19 sur la réalisation du projet, Nalcor a déclaré un cas de force majeure en vertu de plusieurs contrats de projet, ce qui comprend un avis officiel à NSPML. Nalcor a repris les travaux en mai 2020. Nalcor a produit de l’électricité sur la première des quatre génératrices de Muskrat Falls le 22 septembre 2020 et continue de travailler en vue de la mise en service du projet en 2021.

AUTRES SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ

Le secteur Autres services publics d’électricité englobe Emera (Caribbean) Incorporated (« ECI »), société de portefeuille qui détient des entreprises de services publics d’électricité réglementées. Les entreprises réglementées d’ECI comprennent les entreprises de services publics d’électricité réglementées et verticalement intégrées de BLPC situées sur l’île de la Barbade, GBPC à l’île de Grand Bahama, une participation de 51,9 pour cent dans Domlec située sur l’île de la Dominique et une participation comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence de 19,5 pour cent dans Lucelec, située sur l’île de Sainte-Lucie.

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine, laquelle est incluse dans le secteur Autres services publics d’électricité pour le premier trimestre de 2020 et l’ensemble de 2019. Se reporter aux rubriques « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et « Faits récents » pour plus de précisions.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

BLPC

Comptant environ 466 millions de dollars américains d’actifs et quelque 131 000 clients, BLPC possède une capacité de production de 266 MW, dont 96 pour cent proviennent de centrales au mazout et quatre pour cent, de l’énergie solaire. Ce service public dispose d’une capacité supplémentaire de 12 MW provenant d’unités en location jusqu’au 31 mars 2021. BLPC possède des installations de transport s’étendant sur environ 184 kilomètres et d’installations de distribution s’étendant sur 2 800 kilomètres. Le taux de rendement réglementé approuvé sur les tarifs de BLPC est de 10,0 pour cent.

GBPC

Comptant environ 320 millions de dollars américains d’actifs et quelque 19 000 clients, GBPC est dotée de centrales au mazout d’une capacité de 98 MW, d’installations de transport s’étendant sur environ 138 kilomètres et d’installations de distribution s’étendant sur 860 kilomètres. Ce service public dispose d’une capacité supplémentaire de 18 MW provenant d’unités en location, qui devraient être retournées au cours du premier semestre de 2021 lorsque les unités de production endommagées par l’ouragan Dorian seront remises en service. En janvier 2021, le GBPA a approuvé le taux de rendement réglementé approuvé sur les tarifs de GBPC de 8,37 pour cent pour 2021 (8,34 pour cent pour 2020).

Domlec

Domlec sert environ 34 000 clients. Domlec possède une capacité de production de 26,7 MW, dont 75 pour cent proviennent de centrales au mazout et 25 pour cent, de la production hydroélectrique. Domlec possède des installations de transport d’environ 475 kilomètres et des installations de distribution de 709 kilomètres. Le taux de rendement réglementé approuvé sur les tarifs approuvés de Domlec est de 15,0 pour cent.

Perspectives pour le secteur Autres services publics d’électricité

Le bénéfice du secteur Autres services publics d’électricité devrait augmenter par rapport à l’exercice précédent en raison de la hausse du bénéfice tiré des services publics des Caraïbes en 2021, en partie contrebalancée par la diminution de la contribution au bénéfice attribuable à la vente d’Emera Maine au début de 2020. Le bénéfice devrait augmenter en 2021 à mesure que les économies locales commenceront à se remettre des incidences de la COVID-19 et que la reprise se poursuit après le passage de l’ouragan Dorian à GBPC.

Le 6 novembre 2020, BLPC a avisé la Fair Trading Commission (« FTC ») de son intention de déposer une demande générale de révision tarifaire auprès d’elle au cours du premier trimestre de 2021.

BLPC exerce ses activités dans le cadre d’une franchise lui permettant de produire, de transporter et de distribuer de l’électricité sur l’île jusqu’en 2028. En 2019, le gouvernement de la Barbade a adopté une loi modifiant le nombre de licences requises pour l’approvisionnement en électricité, passant d’une licence unique intégrée actuellement en vigueur à des licences multiples pour la production, le transport et la distribution, le stockage, la transmission et la vente. BLPC négocie actuellement les conditions des nouvelles licences dans le cadre de la législation modifiée.

Le 1[er] septembre 2019, l’ouragan Dorian a frappé l’île de Grand Bahama, causant d’importants dommages dans l’île. En janvier 2020, la GBPA a approuvé le recouvrement d’environ 15 millions de dollars américains des coûts de restauration des actifs autoassurés de GBPC. Ces coûts ont été comptabilisés à titre d’actif réglementaire et le recouvrement a commencé le 1[er] janvier 2021.

En 2021, les dépenses en immobilisations du secteur Autres services publics d’électricité devraient s’élever à environ 165 millions de dollars américains (111 millions de dollars américains en 2020, y compris 14 millions de dollars américains investis dans des projets d’Emera Maine). Les dépenses en immobilisations prévues seront principalement engagées à l’égard de sources de production plus efficaces et plus propres, y compris les énergies renouvelables et le stockage dans des batteries. BLPC prévoit finaliser l’installation d’un moteur diesel de 33 MW en 2021. Cette installation de 33 MW devrait permettre d’accroître l’efficacité et de faciliter la transition de BLPC vers des sources de production renouvelables plus importantes.

SERVICES PUBLICS DE GAZ NATUREL ET INFRASTRUCTURE

Le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure englobe PGS, NMGC, SeaCoast, Brunswick Pipeline et la participation non consolidée d’Emera dans M&NP. PGS est une société de distribution de gaz naturel réglementée qui assure l’approvisionnement, la distribution et la vente de gaz naturel aux abonnés de la Floride. NMGC est une société de distribution de gaz naturel réglementée qui assure l’approvisionnement, le transport, la distribution et la vente de gaz naturel aux abonnés du Nouveau-Mexique. SeaCoast est une entreprise de transport de gaz naturel intraétatique réglementée offrant des services en Floride. Brunswick Pipeline est un gazoduc de 145 kilomètres réglementé qui achemine du gaz naturel regazéifié et liquéfié de Saint John (Nouveau-Brunswick) jusqu’aux marchés du nord-est des États-Unis.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Peoples Gas System

Comptant environ 1,6 milliard de dollars américains d’actifs et environ 426 000 abonnés, PGS possède environ 22 200 kilomètres de canalisations principales destinées au transport du gaz naturel et 12 600 kilomètres de conduites de branchement. La capacité de transport de PGS (soit le volume de gaz naturel livré aux clients, y compris aux clients du service de transport seulement) s’est élevée à 2,1 milliards de thermies en 2020.

Pour 2020, la fourchette approuvée de RCP pour PGS était de 9,25 pour cent à 11,75 pour cent, moyennant une participation autorisée de 54,7 pour cent dans la structure du capital. Un RCP de 10,75 pour cent a été utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses. À compter de 2021, la fourchette approuvée de RCP sera de 8,9 pour cent à 11,0 pour cent, moyennant une participation autorisée de 54,7 pour cent dans la structure du capital. Un RCP de 9,9 pour cent sera utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses. Voir ci-dessous pour plus de précisions.

New Mexico Gas Company, Inc.

Comptant environ 1,5 milliard de dollars américains d’actifs et quelque 540 000 abonnés, NMGC distribue du gaz naturel à environ 60 pour cent de la population de 23 des 33 comtés qui forment l’État du Nouveau-Mexique. Elle possède environ 2 443 kilomètres de gazoducs de transport et 17 243 kilomètres de gazoducs de distribution. En 2020, sa capacité de transport s’établissait à environ 948 millions de thermies.

Pour 2020, le RCP approuvé pour NMGC était de 9,1 pour cent, moyennant une participation autorisée de 52 pour cent dans la structure du capital. De nouveaux tarifs sont entrés en vigueur en août 2019 et ont été introduits progressivement sur une période de deux ans, ce qui s’est traduit par une augmentation annuelle des produits d’environ 3 millions de dollars américains. De plus, le mécanisme d’ajustement météorologique de NMGC est entré en vigueur en octobre 2019. À compter de 2021, le RCP approuvé est de 9,375 pour cent, moyennant une participation autorisée de 52 pour cent dans la structure du capital. Voir ci-dessous pour plus de précisions.

Perspectives pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le bénéfice du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devrait être supérieur en 2021 à celui de 2020, en raison principalement de la croissance des tarifs de base visant à étendre le système de distribution et à continuer à servir les clients de manière fiable.

PGS prévoit dégager un RCP respectant la fourchette approuvée en 2021 et s’attend à ce que les tarifs de base et le bénéfice soient supérieurs à ceux de 2020. PGS prévoit que la croissance de la consommation en 2021 soit supérieure aux taux de croissance de la population de la Floride, ce qui reflète les prévisions de maintien d’une forte demande de logements en Floride et le retour de l’activité commerciale vers des niveaux normaux. En supposant des conditions météorologiques normales, la croissance du volume des ventes de PGS devrait être supérieure à la croissance de la consommation, puisque l’incidence de la pandémie de COVID-19 sur les ventes d’électricité aux clients commerciaux en 2021 devrait être inférieure à celle de 2020. En janvier 2021, une augmentation des tarifs de base est entrée en vigueur conformément à l’accord de règlement sur les tarifs approuvé par la FPSC et devrait se traduire par une augmentation du bénéfice de 34 millions de dollars américains.

PGS était autorisée à engager une procédure liée aux tarifs de base généraux au cours de l’année 2020, à la condition que les nouveaux tarifs n’entrent pas en vigueur avant le 1[er] janvier 2021. Le 8 juin 2020, PGS a déposé une demande d’augmentation des tarifs et des frais de service à compter de janvier 2021. Le 19 novembre 2020, la FPSC a approuvé une convention de règlement soumise par PGS. La convention de règlement prévoit une augmentation des tarifs de base de 58 millions de dollars américains par année à compter de janvier 2021, ce qui représente une augmentation de 34 millions de dollars américains des produits et une augmentation de 24 millions de dollars américains des produits précédemment récupérés en vertu de la clause de remplacement des tuyaux de fonte et d’acier nu. Cette convention de règlement comprend un RCP réglementé approuvé se situant entre 8,9 pour cent et 11,0 pour cent, avec un rendement médian de 9,9 pour cent. Elle accorde à PGS la possibilité d’annuler un amortissement total de 34 millions de dollars américains accumulé jusqu’en 2023 et fixe de nouveaux taux d’amortissement qui entreront en vigueur le 1[er] janvier 2021 qui sont comparables au taux d’amortissement moyen global actuel de PGS. En vertu de la convention, les tarifs de base sont gelés du 1[er] janvier 2021 au 31 décembre 2023, à moins que le RCP réalisé ne tombe en dessous de 8,9 pour cent avant cette date, avec une participation autorisée de 54,7 pour cent dans la structure du capital provenant d’investisseurs. L’accord de règlement prévoit le report des impôts sur le revenu en raison de modifications des lois fiscales. Ces modifications seraient reflétées comme un actif ou un passif réglementaire et entraîneraient soit une augmentation, soit une diminution des tarifs des clients dans le cadre d’un processus réglementaire ultérieur.

NMGC prévoit dégager son RCP autorisé ou s’en rapprocher en 2021 et s’attend à ce que les tarifs de base soient supérieurs à ceux de 2020. NMGC s’attend à ce que les taux de croissance de la consommation soient conformes aux tendances historiques.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

En décembre 2019, NMGC a déposé un dossier sur les tarifs. NMGC est parvenue à un règlement stipulé sans opposition du dossier, qui a été approuvé par la NMPRC en décembre 2020. Les nouveaux tarifs reflètent le recouvrement des investissements en immobilisations corporelles dans les gazoducs et les infrastructures connexes et ont donné lieu à une augmentation des produits d’environ 5 millions de dollars américains à compter de janvier 2021. L’accord de règlement stipulé prévoit un RCP réglementé approuvé de 9,375 pour cent, moyennant une participation autorisée de 52 pour cent dans la structure du capital. En vertu de l’accord, les tarifs de base sont gelés du 1[er] janvier 2021 au 31 décembre 2022, sauf si de nouveaux taux d’imposition fédéraux sont adoptés, auquel cas NMGC peut demander que les nouveaux tarifs entrent en vigueur avant le 1[er] janvier 2023.

En 2018, SeaCoast a conclu avec Seminole Electric Cooperative, Inc. (« Seminole ») une entente visant à fournir un service de transport ferme de gaz à long terme à la nouvelle centrale électrique alimentée au gaz de Seminole en construction dans le comté de Putnam, en Floride. SeaCoast construit et exploitera une dérivation de conduite de 76 cm (30 pouces) d’une longueur de 34 km (21 milles) qui sera comptabilisée comme un contrat de location-vente aux fins comptables. La location de la dérivation de conduite à Seminole devrait commencer en janvier 2022. Les investissements en immobilisations corporelles devraient s’élever à environ 100 millions de dollars américains; la majorité de ceux-ci ont été réalisés avant la fin de 2020. SeaCoast a développé également le gazoduc Callahan de 40,6 cm (16 pouces) d’une longueur de 42,6 km (26,5 milles) conjointement avec Peninsula Pipeline Co., une société affiliée de Florida Public Utilities. Le gazoduc SeaCoast est entré en service au quatrième trimestre de 2020, fournissant un service de transport ferme de gaz à long terme à PGS dans la région du nord-est de la Floride, 2021 étant la première année complète d’exploitation. La part de SeaCoast dans l’investissement en immobilisations corporelles pour le gazoduc Callahan devrait s’élever à environ 30 millions de dollars américains.

En 2021, les dépenses en immobilisations du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devraient s’élever à environ 425 millions de dollars américains (553 millions de dollars américains en 2020), y compris la PFUPC. PGS investira pour étendre son réseau et pour soutenir la croissance de la consommation. NMGC terminera les phases de planification du projet de canalisation principale « en boucle » de Santa Fe en janvier 2021 et continuera d’investir dans les améliorations de son réseau.

AUTRES

Le secteur Autres comprend les activités commerciales qui, au cours d’un exercice normal, sont inférieures au seuil requis pour être déclarées comme un secteur distinct, ainsi que les charges et les produits de l’entreprise qui ne sont pas directement attribués aux activités des filiales et des investissements d’Emera.

Les activités d’exploitation du secteur Autres comprennent Emera Energy, qui comprend :

Emera Energy Services (« EES »), entreprise de commercialisation et de négociation d’énergie physique détenue en propriété exclusive;
un placement dans des sociétés satellites dans le cadre d’une participation en coentreprise de 50,0 pour cent dans Bear Swamp, centrale hydroélectrique à réserve pompée de 600 MW située dans le nord-ouest de l’État du Massachusetts.

Les éléments du siège social compris dans le secteur Autres constituent certaines fonctions touchant l’ensemble de la société, y compris la direction supérieure, la planification stratégique, les services de trésorerie, les services juridiques, l’information financière, la planification fiscale, l’expansion des activités de la société, la gouvernance d’entreprise, les relations avec les investisseurs, la gestion des risques, l’assurance, les coûts d’acquisition et les coûts liés aux cessions, les gains ou pertes sur la vente de certains actifs et les activités liées aux ressources humaines de la société. Ils comprennent les produits d’intérêts sur les financements intersociétés enregistrés au poste « Produits intersociétés », de même que les charges d’intérêts sur la dette de la société au Canada et aux États-Unis. De plus, ils comprennent les coûts associés aux activités du siège social qui ne sont pas directement attribués aux activités des filiales et des investissements d’Emera.

Le bénéfice d’EES est généralement tributaire de la conjoncture de marché et, plus particulièrement, de la volatilité sur les marchés de l’électricité et du gaz naturel. Celle-ci peut être influencée par les conditions météorologiques, les limites d’approvisionnement locales et d’autres facteurs de l’offre et de la demande, et peut offrir l’occasion d’obtenir une marge supérieure. Ces activités sont saisonnières, les premier et quatrième trimestres offrant habituellement la plus grande possibilité de gains. On s’attend généralement à ce qu’EES réalise un bénéfice net ajusté annuel de 15 à 30 millions de dollars américains (marge de 45 à 70 millions de dollars américains), lequel peut dépasser cette fourchette dans des conditions de marché favorables. Le ralentissement économique lié à la COVID-19 n’a pas eu d’incidence significative sur le bénéfice d’EES en 2020. La pandémie demeure un défi pour l’ensemble de l’économie, mais elle devrait continuer à avoir une incidence limitée sur les activités d’EES, à moins que les circonstances ne se détériorent considérablement.

Abstraction faite du gain rattaché à la décision relative à TGH en 2020, la perte nette ajustée du secteur Autres devrait diminuer en 2021, en fonction du retour d’EES à sa fourchette de bénéfice habituelle.

En 2021, les dépenses en immobilisations du secteur Autres devraient s’élever à environ 2 millions de dollars (3 millions de dollars en 2020).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

Les variations importantes survenues aux bilans consolidés entre le 31 décembre 2019 et le 31 décembre 2020 incluent ce qui suit :

	Augmentation
en millions de dollars canadiens	(diminution)	Explication
Actif
Débiteurs et autres actifs (à court terme et à	(226)	Baisse attribuable au remboursement des reports prospectifs de crédits
long terme)		au titre de l’impôt minimum, à la diminution des actifs de transport
		du gaz naturel à Emera Energy, à un remboursement des impôts à
		recevoir de l’exercice précédent à NSPI, à la position de la garantie en
		trésorerie sur les instruments dérivés à NSPI et à la baisse des prix des
		marchandises à Emera Energy.
Actifs détenus en vue de la vente (à court	(691)	Diminution attribuable à la vente d’Emera Maine.
terme et à long terme), déduction faite
despassifs
Immobilisations corporelles, déduction faite	1 368	Augmentation attribuable aux ajouts d’immobilisations corporelles
de l’amortissement cumulé		à Tampa Electric, à PGS et à NSPI, partiellement contrebalancée par
		l’incidence du raffermissement du dollar canadien sur la conversion des
		comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera.
Goodwill	(115)	Diminution attribuable à l’incidence du raffermissement du dollar
		canadien sur la conversion des comptes des sociétés affiliées
		étrangères d’Emera.
Passif et capitaux propres
Dette à court terme et dette à long terme (y	(371)	Diminution attribuable aux remboursements nets sur les facilités
compris la tranche échéant à moins d’un an)		de crédit engagées à TECO Finance, à Emera et à NSPI, ainsi qu’au
		remboursement net de la dette à long terme à TECO Finance et à
		l’incidence du raffermissement du dollar canadien sur la conversion des
		comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera. Ces facteurs ont été
		partiellement contrebalancés par une émission nette liée aux facilités de
		crédit engagées à Tampa Electric et à PGS, ainsi que par l’émission de
		titres de créance à longterme à NSPI.
Passifs d’impôts reportés, déduction faite des	321	Augmentation attribuable à l’utilisation nette de reports prospectifs
actifs d’impôts reportés		de pertes fiscales principalement liés à la vente d’Emera Maine et aux
		déductions fiscales en excédent de l’amortissement comptable lié
		aux immobilisations corporelles. L’augmentation a été partiellement
		contrebalancée par la réévaluation des passifs nets d’impôts reportés
		résultant de l’adoption d’un taux provincial d’imposition des sociétés
		plus bas en Nouvelle-Écosse au premier trimestre de 2020 et par
		l’incidence du raffermissement du dollar canadien sur la conversion des
		comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera.
Passifs réglementaires (à court terme et à	(220)	Diminution découlant des changements apportés au mécanisme de
long terme)		rajustement attribuable au prix du combustible et aux reports liés aux
		instruments dérivés à NSPI, de la diminution de l’amortissement des
		passifs réglementaires d’impôts reportés principalement en raison de
		l’amortissement des impôts reportés sur les bénéfices excédentaires liés
		à la réforme fiscale américaine à Tampa Electric, à PGS et à NMGC et de
		l’incidence du raffermissement du dollar canadien sur la conversion des
		comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera.
Actions ordinaires	489	Hausse découlant des actions émises aux termes du programme
		d’émission d’actions au cours du marché d’Emera, du régime
		de réinvestissement des dividendes et des options d’achat
		d’actions exercées.
Cumul des autres éléments du résultat étendu	(174)	Baisse attribuable à l’incidence du raffermissement du dollar canadien
		sur la conversion des comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera.
Bénéfices non répartis	322	Augmentation attribuable au gain à la vente d’Emera Maine et au
		bénéfice net en excédent des dividendespayés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

FAITS RÉCENTS

Majoration des taux de dividendes ordinaires

Le 16 septembre 2020, le conseil d’administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, le faisant passer de 2,45 $ à 2,55 $. Le premier paiement est entré en vigueur le 16 novembre 2020. Emera a également réaffirmé son objectif de croissance annuelle des dividendes de 4 à 5 pour cent jusqu’en 2022.

Vente d’Emera Maine

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine pour une valeur totale d’entreprise de 2,0 milliards de dollars (1,4 milliard de dollars américains), incluant un produit en trésorerie de 1,4 milliard de dollars, un transfert de dette et un ajustement du fonds de roulement à la clôture. Un gain à la vente de 309 millions de dollars après impôts, déduction faite des coûts de transaction, a été comptabilisé dans le secteur Autres. Le produit de la vente a servi à appuyer des occasions d’investissement en immobilisations dans les entreprises réglementées de services publics d’Emera, ainsi qu’à réduire la dette de la société.

Investissement dans l’énergie solaire de Tampa Electric

Le 18 février 2020, Tampa Electric a annoncé son intention d’investir environ 800 millions de dollars américains dans de nouveaux projets d’énergie solaire photovoltaïque à usage commercial de 600 MW d’ici la fin de 2023. À l’issue de ces projets, l’énergie solaire représentera environ 22 pour cent ou 1 250 MW de la capacité de production totale de Tampa Electric.

NOMINATIONS

Conseil d’administration

Le 12 février 2021, Karen Sheriff s’est jointe au conseil d’administration d’Emera. Plus récemment, M[me] Sheriff a été présidente et chef de la direction de Q9 Networks Inc., un fournisseur de services de centre de données. Auparavant, elle était présidente et chef de la direction de Bell Aliant, Inc., une entreprise de télécommunications.

Équipe de direction

Le 9 février 2021, Emera a annoncé la nomination d’Archie Collins au poste de président et chef de la direction de Tampa Electric Company à compter du 3 mai 2021. Jusqu’à ce moment, M. Collins occupera le poste de président et chef de l’exploitation et était jusqu’à tout récemment le chef de l’exploitation de Tampa Electric Company. M. Collins succède à Nancy Tower qui prend sa retraite en juin 2021.

Le 14 octobre 2020, Peter Gregg a été nommé président et chef de la direction de NSPI. Plus récemment, M. Gregg était le président et le chef de la direction de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario. M. Gregg a succédé à Richard Janega, qui a été nommé président et chef de la direction par intérim de NSPI le 1[er] juin 2020. M. Janega est chef de l’exploitation, Services publics d’électricité – Canada, Nord-est des États-Unis et Caraïbes d’Emera.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

INFORMATIONS SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Actions ordinaires	Millions	Millions de dollars
émises et en circulation :	d’actions	canadiens
Solde au 31 décembre 2018	234,12	5 816 $
Conversion de débentures convertibles	0,03	1
Émission d’actions ordinaires1)	1,77	99
Émises contre trésorerie aux termes de régimes d’achat, au cours du marché	3,99	202
Escompte sur les actions achetées aux termes du régime de réinvestissement
des dividendes	–	(7)
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions à
l’intention des cadres supérieurs	2,57	104
Régime d’achat d’actions à l’intention des employés	–	1
Solde au 31 décembre 2019	242,48	6 216 $
Émission d’actions ordinaires2)	4,54	251
Émises contre trésorerie aux termes de régimes d’achat, au cours du marché	3,99	219
Escompte sur les actions achetées aux termes du régime de réinvestissement
des dividendes	–	(4)
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions à
l’intention des cadres supérieurs	0,42	20
Régime d’achat d’actions à l’intention des employés	–	3
Solde au 31 décembre 2020	251,43	6 705 $

1) Au 31 décembre 2019, 1 768 120 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme d’émission d’actions au cours du marché (le « programme ACM ») d’Emera au prix moyen de 56,56 $ l’action, pour un produit brut de 100 millions de dollars (99 millions de dollars déduction faite des frais d’émission).
2) Au cours du quatrième trimestre de 2020, 1 835 422 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 55,19 $ l’action, pour un produit brut de 102 millions de dollars (100 millions de dollars déduction faite des frais d’émission). Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, 4 544 025 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 56,04 $ l’action, pour un produit brut de 255 millions de dollars (251 millions de dollars déduction faite des frais d’émission). Au 31 décembre 2020, une limite de ventes brutes globale de 245 millions de dollars était toujours disponible aux fins d’émission aux termes du programme ACM.

Au 9 février 2021, 251,6 millions d’actions ordinaires étaient émises et en circulation.

Le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation ayant servi au calcul du résultat de base, ce qui comprend à la fois les actions ordinaires émises et en circulation et les unités d’actions différées en circulation, s’est établi à 251,3 millions d’actions pour le trimestre clos le 31 décembre 2020 (242,9 millions d’actions en 2019). Le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation ayant servi au calcul du résultat de base s’est établi à 247,8 millions pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (239,9 millions d’actions en 2019).

Programme d’émission d’actions au cours du marché (ACM)

Le 17 novembre 2020, Emera a déposé une modification de son supplément au prospectus du 11 juillet 2019 qui établit son programme ACM. Cette modification reflétait les changements dans la réglementation en valeurs mobilières liés au programme ACM, qui sont entrés en vigueur le 31 août 2020. Cette modification comprend le retrait de la limite quotidienne de négociation qui prévoyait auparavant que le nombre d’actions vendues ne pouvait pas dépasser 25 pour cent du volume quotidien de négociation des actions.

Actions privilégiées à dividende cumulatif

Pour plus de précisions concernant les actions privilégiées à dividende cumulatif, reportez-vous à la note 28 des états financiers annuels audités d’Emera pour 2020, qui comporte les mises à jour indiquées ci-dessous :

Le 9 juillet 2020, Emera a annoncé qu’elle ne rachèterait pas les actions privilégiées à taux rajusté et à dividende cumulatif de série A (les « actions de série A ») ni les actions privilégiées de premier rang à taux variable rajusté et à dividende cumulatif de série B (les « actions de série B »). Le 17 août 2020, Emera a annoncé que 128 610 de ses 3 864 636 actions de série A émises et en circulation avaient été déposées aux fins de conversion, à raison de une pour une, en actions de série B et que 1 130 788 de ses 2 135 364 actions de série B émises et en circulation avaient été déposées aux fins de conversion, également à raison de une pour une, en actions de série A. À la suite de la conversion, Emera compte 4 866 814 actions de série A et 1 133 186 actions de série B émises et en circulation.

Le 16 juillet 2020, Emera a annoncé un taux de dividende de 2,182 pour cent par année sur les actions de série A pour la période de cinq ans débutant le 15 août 2020 et se terminant le 14 août 2025 inclusivement (0,1364 $ par action de série A par trimestre). Emera a également annoncé un taux de dividende de 2,021 pour cent sur les actions de série B pour la période de trois mois débutant le 15 août 2020 et se terminant le 14 novembre 2020 inclusivement (0,1274 $ par action de série B pour le trimestre).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ DE LA FLORIDE

Sauf indication contraire, tous les montants sont libellés en dollars américains.

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ DE LA FLORIDE Sauf indication contraire, tous les montants sont libellés en dollars américains.
en millions de dollars américains	Trois	mois clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité	468 $	473 $	1 849 $	1 965 $
Combustible réglementépour laproduction d’électricité et l’achat d’électricité	127 $	143 $	428 $	582 $
Contribution au bénéfice net consolidé	76 $	61 $	372 $	316 $
Contribution au bénéfice net consolidé – $ CA	101 $	80 $	501 $	419 $
Contribution au résultat consolidépar action ordinaire de base – $ CA	0,40 $	0,33 $	2,02 $	1,75 $
Taux de change moyen pondéré entre le dollar canadien et le dollar américain
aux fins du calcul du bénéfice net	1,31 $	1,32 $	1,34 $	1,33 $
BAIIA	201 $	187 $	891 $	828 $
BAIIA – $ CA	263 $	245 $	1 196 $	1 098 $

Bénéfice net

Les faits saillants des variations du bénéfice net sont résumés dans le tableau ci-dessous :

		Exercices
	Trois mois clos le	clos le
en millions de dollars américains	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2019	61 $	316 $
Diminution des produits d’exploitation – se reporter à la rubrique « Produits d’exploitation – activités
réglementées liées à l’électricité » ci-après	(5)	(116)
Diminution des charges liées au combustible pour la production d’électricité et l’achat d’électricité –
se reporter à la rubrique « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat
d’électricité » ci-après	16	154
Augmentation de l’amortissement attribuable à une hausse des immobilisations corporelles	(4)	(19)
Diminution des charges d’amortissement attribuable à un crédit au titre de l’excédent de la réserve
d’amortissement accumulée pour les actifs logiciels incorporels, tel que l’a approuvé l’organisme
de réglementation	4	16
Augmentation du bénéfice tiré de la PFUPC qui a découlé du projet de modernisation de la centrale
électrique Big Bend et des projets d’énergie solaire	5	15
Autres	(1)	6
Contribution au bénéfice net consolidé – 2020	76 $	372 $

La contribution en dollars canadiens du secteur Services publics d’électricité de la Floride au bénéfice net consolidé a augmenté de 21 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à celui inscrit au quatrième trimestre de 2019. La contribution en dollars canadiens du secteur Services publics d’électricité de la Floride au bénéfice net consolidé a augmenté de 82 millions de dollars au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à celui inscrit en 2019. L’augmentation enregistrée pour les deux périodes découle de la hausse des produits des ventes au tarif de base décrite ci-dessous et de l’augmentation du bénéfice tiré de la PFUPC résultant du projet de modernisation de la centrale Big Bend et des projets de production d’énergie solaire. Les produits d’exploitation ont diminué en raison de la baisse des produits liés à une clause, mais les produits des ventes au tarif de base ont augmenté en raison de la mise en service de projets de production d’énergie solaire, d’une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels attribuable à la COVID-19, des températures plus élevées qu’à l’exercice précédent et de la croissance de la clientèle.

L’incidence de la variation des taux de change a entraîné une diminution du bénéfice en dollars canadiens de 1 million de dollars pour le trimestre et une augmentation du bénéfice en dollars canadiens de 6 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité

Les produits tirés des ventes d’électricité ont diminué de 5 millions de dollars pour s’établir à 468 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, en comparaison de 473 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les produits tirés des ventes d’électricité ont diminué de 116 millions de dollars pour s’établir à 1 849 millions de dollars, en comparaison de 1 965 millions de dollars en 2019. Les diminutions enregistrées pour les deux périodes découlent de la diminution des produits liés à une clause attribuable à une baisse du coût du combustible, en partie contrebalancée par la mise en service de projets de production d’énergie solaire, par des températures particulièrement plus élevées qu’à l’exercice précédent, par une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels attribuable à la COVID-19 et par la croissance de la clientèle.

Les produits tirés des ventes d’électricité et les volumes des ventes d’électricité sont résumés dans les tableaux suivants par catégorie de clients :

Produits tirés des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre

en millions de dollars américains
	2020	2019
Résidentiel	256 $	254 $
Commercial	132	141
Industriel	34	39
Autres1)	46	39
Total	468 $	473 $

1) Le poste « Autres » comprend les ventes aux autorités publiques, les ventes hors système à d’autres services publics et les reports réglementaires liés à des clauses.

Volumes des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

en millions de dollars américains
	2020	2019
Résidentiel	1 018 $	1 046 $
Commercial	506	562
Industriel	133	156
Autres1)	192	201
Total	1 849 $	1 965 $

1) Le poste « Autres » comprend les ventes aux autorités publiques, les ventes hors système à d’autres services publics et les reports réglementaires liés à des clauses.

Volumes des ventes d’électricité pour l’exercice

Gigawattheures (« GWh ») 2020 2019 Résidentiel 2 465 2 303 Commercial 1 526 1 536 Industriel 460 501 Autres 515 579 Total 4 966 4 919	GWh
	2020 2019
	Résidentiel 10 122 9 584 Commercial 6 058 6 240 Industriel 1 891 2 021 Autres 1 958 2 094
	Total 20 029 19 939

Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité

Tampa Electric doit maintenir une capacité de production excédant la pointe de la demande. La capacité de production totale de Tampa Electric se chiffre à 5 790 MW. Tampa Electric satisfait aux critères de planification pour la capacité de réserve établis par la FPSC qui exigent une marge de réserve de 20 pour cent supérieure à la pointe de la demande.

Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont diminué de 16 millions de dollars pour s’établir à 127 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 143 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont diminué de 154 millions de dollars pour s’établir à 428 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 582 millions de dollars pour 2019. La diminution enregistrée pour ces deux périodes découle de la baisse des prix du gaz naturel, ainsi que de l’utilisation accrue de la production d’énergie solaire.

Volumes de production pour le quatrième trimestre

Volumes de production pour l’exercice

Volumes de production pour le quatrième trimestre	Volumes de production pour l’exercice
GWh 2020 2019 Gaz naturel 3 616 4 075 Charbon 344 323 Solaire 232 169 Achats d’électricité 747 210 Total des volumes de production 4 939 4 777	GWh
	2020 2019
	Gaz naturel 16 523 17 514 Charbon 904 1 214 Solaire 1 120 756 Achats d’électricité 2 513 1 290
	Total des volumes de production 21 060 20 774

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Coût moyen du combustible pour le quatrième trimestre

Coût moyen du combustible pour l’exercice

en dollars américains 2020 2019 Dollars par mégawattheure (« MWh ») 26 $ 30 $	en dollars américains
	2020 2019
	Dollars par MWh 20 $ 28 $

Les coûts du combustible de Tampa Electric sont tributaires des prix des produits de base et de la composition des sources de production, qui dépend en grande partie de l’utilisation efficace du point de vue économique du réseau de production, ce qui assure la mise en service des sources les moins coûteuses en premier (l’énergie renouvelable provenant de l’énergie solaire) de sorte que le coût différentiel de production augmente en parallèle avec le volume des ventes. La composition des sources de production peut également être touchée par les pannes, par le rendement des centrales, par la disponibilité d’électricité achetée à prix plus bas à court terme, par la disponibilité des sources de production d’énergie solaire renouvelable, de même que par la conformité aux normes et à la réglementation environnementales.

Le coût moyen du combustible par MWh a diminué au quatrième trimestre de 2020 et pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 2019, en raison de la baisse des prix du gaz naturel, ainsi que de l’utilisation accrue de la production d’énergie solaire, qui n’est assortie d’aucun coût du combustible.

Mécanismes de recouvrement réglementaire

Tampa Electric est réglementée par la FPSC. Tampa Electric est également soumise à la réglementation de la FERC. La FPSC établit les tarifs à un niveau qui permet aux services publics comme Tampa Electric de percevoir les produits totaux ou les produits requis selon un montant correspondant au coût de la prestation des services, majoré d’un rendement du capital investi approprié. Les tarifs de base sont établis lors d’audiences sur l’établissement des tarifs qui sont tenues par la FPSC à l’initiative de Tampa Electric, de la FPSC ou d’autres parties intéressées.

Rajustements du tarif de base lié à l’énergie solaire compris dans les tarifs de base

Au 31 décembre 2020, Tampa Electric avait investi 820 millions de dollars américains dans des projets d’énergie solaire photovoltaïque à usage commercial de 600 MW, qui sont récupérables au moyen de rajustements du tarif de base lié à l’énergie solaire (solar base rate adjustments ou « SoBRA ») approuvés par la FPSC. Tampa Electric prévoit investir 30 millions de dollars américains supplémentaires dans ces projets jusqu’en 2021. Au cours de la période de construction, le bénéfice provenant de ces projets est tiré de la PFUPC. La FPSC a approuvé des SoBRA représentant un total de 600 MW ou des produits requis estimés à 104 millions de dollars américains par année pour les projets en service.

La demande d’ajustement d’égalisation des tranches 1 et 2 des SoBRA qui ont été incluses dans les tarifs de base à compter de septembre 2018 et de janvier 2019, respectivement, a été soumise le 30 avril 2020, et la FPSC a approuvé le montant le 18 août 2020. Un ajustement d’égalisation de 5 millions de dollars américains a été retourné aux clients en 2020. Les demandes d’ajustement d’égalisation pour les tranches 3 et 4 des SoBRA seront déposées respectivement en 2021 et 2022.

Autres clauses de recouvrement des coûts

Clause de recouvrement des coûts du combustible

Tampa Electric dispose d’une clause de recouvrement des coûts du combustible qui est approuvée par la FPSC. Cette clause lui permet de recouvrer les frais variables liés au combustible auprès des clients au moyen d’ajustements annuels des prix du combustible. Les écarts entre les coûts du combustible prudemment engagés et les montants recouvrés auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité au cours d’une année donnée sont reportés dans un actif ou dans un passif réglementaire lié à ladite clause, et ils sont recouvrés auprès des clients ou remis à ceux-ci au cours d’une année subséquente.

Clause de recouvrement des coûts du plan de protection contre les tempêtes

Tampa Electric dispose d’une clause de recouvrement des coûts du plan de protection contre les tempêtes qui lui permet de recouvrer les coûts encourus de façon prudente pour mettre en place des mesures supplémentaires – non comprises dans les tarifs de base – visant à rendre le réseau de transport et de distribution plus résistant aux tempêtes, comme il est indiqué dans les programmes de son plan de protection contre les tempêtes approuvé. Les écarts entre les coûts prudemment engagés recouvrables en vertu d’une clause et les sommes recouvrées auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité au cours d’une année donnée sont reportés et recouvrés auprès des clients ou remis à ceux-ci au cours d’une année subséquente.

Autres clauses de recouvrement des coûts

La FPSC approuve chaque année les taux de recouvrement des coûts liés à l’achat d’électricité, à la capacité, aux mesures environnementales et à la conservation, y compris un rendement des capitaux engagés. Les écarts entre les coûts prudemment engagés recouvrables en vertu d’une clause et les sommes recouvrées auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité au cours d’une année donnée sont reportés dans un actif correspondant ou dans un passif réglementaire correspondant, et ils sont recouvrés auprès des clients ou remis à ceux-ci au cours d’une année subséquente.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Réserve en cas de tempête

La réserve en cas de tempête est constituée à l’égard des ouragans et des autres tempêtes baptisées qui causent des dommages importants au réseau de Tampa Electric. Tampa Electric peut déposer une demande à la FPSC en vue de recouvrer les coûts de restauration sur une période de 12 mois ou plus, tel qu’il est déterminé par la FPSC, et de regarnir la réserve.

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ CANADIENS

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ CANADIENS
en millions de dollars canadiens	Trois	mois clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité	377 $	364 $	1 494 $	1 430 $
Combustible réglementépour laproduction d’électricité et l’achat d’électricité1)	219 $	183 $	721 $	663 $
Quote-part du bénéfice desplacements dans des sociétés satellites	21 $	23 $	96 $	91 $
Contribution au bénéfice net consolidé	57 $	58 $	221 $	229 $
Contribution au bénéfice net consolidé de base par action ordinaire	0,23 $	0,24 $	0,89 $	0,95 $
BAIIA	157 $	151 $	614 $	592 $

1) Le montant inscrit au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité » comprend le montant comptabilisé au titre du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible et des reports de coûts fixes de NSPI dans les états des résultats consolidés; toutefois, celui-ci est exclu dans l’analyse sectorielle.

Le tableau qui suit résume la contribution du secteur Services publics d’électricité canadiens au bénéfice net consolidé :

	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
NSPI	36 $	35 $	125 $	138 $
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre d’une participation dans LIL	12	12	49	45
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre d’une participation
dans NSPML	9	11	47	46
Contribution au bénéfice net consolidé	57 $	58 $	221 $	229 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Bénéfice net

Les faits saillants des variations du bénéfice net sont résumés dans le tableau ci-dessous :

		Exercice
	Trois mois clos le	clos le
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2019	58 $	229 $
Augmentation des produits d’exploitation – se reporter à la rubrique « Produits d’exploitation – activités
réglementées liées à l’électricité » ci-après	13	64
Augmentation des charges liées au combustible pour la production d’électricité et l’achat d’électricité –
se reporter à la rubrique « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat
d’électricité » ci-après	(36)	(58)
Diminution de la charge au titre du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible
au cours du trimestre en raison principalement d’un remboursement aux clients du recouvrement
excédentaire des coûts du combustible au cours des exercices précédents, partiellement
contrebalancée par une hausse du recouvrement des coûts du combustible de la période considérée.
Augmentation de la charge au titre du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible
d’un exercice à l’autre en raison du recouvrement excédentaire des coûts du combustible de la période
considérée et du recouvrement au cours de l’exercice précédent de l’évaluation réduite rendue au
sujet du lien maritime retournée aux clients au cours des exercices ultérieurs. Cela a été partiellement
contrebalancé par le remboursement aux clients du recouvrement excédentaire des coûts du
combustible au cours des exercices précédents.	12	(28)
Diminution d’un trimestre à l’autre des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales
attribuable essentiellement à la baisse des coûts de main-d’œuvre, des coûts de restauration après
tempête et des coûts de production d’électricité et de la gestion de la végétation ainsi qu’à la
diminution des coûts liés au programme de la gestion axée sur la demande. D’un exercice à l’autre, ces
baisses ont été partiellement contrebalancées par une diminution des coûts indirects attribués aux
immobilisations corporelles et par les coûts liés à la réponse à la pandémie de COVID-19.	14	31
Augmentation, d’un exercice à l’autre, en raison de l’augmentation de la quote-part du bénéfice de LIL.	(1)	5
Augmentation des impôts sur les bénéfices des sociétés, principalement en raison du report en arrière
d’une perte autre qu’en capital découlant de la diminution des déductions fiscales en excédent de
l’amortissement comptable lié aux immobilisations corporelles et des économies d’impôts au titre
des dépenses en immobilisations liées à la tempête post-tropicale Dorian en 2019.	(5)	(27)
Autres	2	5
Contribution au bénéfice net consolidé – 2020	57 $	221 $

La contribution du secteur Services publics d’électricité canadiens au bénéfice net consolidé a diminué de 1 million de dollars pour s’établir à 57 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 58 millions de dollars à la période correspondante de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, la contribution du secteur Services publics d’électricité canadiens au bénéfice net consolidé a diminué de 8 millions de dollars pour s’établir à 221 millions de dollars, en comparaison de 229 millions de dollars en 2019. La diminution enregistrée pour ces deux périodes est attribuable à l’augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices, aux températures plus élevées qu’à l’exercice précédent et à la baisse des ventes au secteur commercial liée à la COVID-19, partiellement contrebalancées par la diminution des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales et à une meilleure répartition des ventes aux clients résidentiels résultant de la COVID-19 à NSPI.

Le calendrier des reports réglementaires entraîne une volatilité des bénéfices trimestriels, tandis que les résultats de l’exercice en entier sont plus prévisibles.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

NSPI

Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité

Les produits d’exploitation ont augmenté de 13 millions de dollars pour s’établir à 377 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 364 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les produits d’exploitation ont augmenté de 64 millions de dollars pour s’établir à 1 494 millions de dollars, comparativement aux 1 430 millions de dollars inscrits en 2019. L’augmentation enregistrée pour ces deux périodes découle principalement de l’évaluation accrue rendue au sujet du lien maritime comprise dans les produits par rapport à 2019, de l’augmentation du prix lié au combustible et de la hausse du volume des ventes du secteur résidentiel liée à la COVID-19. Ces augmentations ont été partiellement contrebalancées par la baisse des volumes des ventes en raison du temps plus chaud que l’exercice précédent et par la diminution des volumes des ventes aux clients commerciaux, principalement en raison de l’incidence de la pandémie de COVID-19. L’augmentation d’un trimestre à l’autre s’explique également par l’augmentation du volume des ventes aux clients industriels. L’augmentation d’un exercice à l’autre a été, quant à elle, partiellement contrebalancée par la baisse des autres volumes des ventes.

Les produits tirés des ventes d’électricité et les volumes des ventes d’électricité sont résumés dans les tableaux suivants par catégorie de clients :

Produits tirés des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre

en millions de dollars canadiens
	2020	2019
Résidentiel	199 $	194 $
Commercial	102	102
Industriel	60	50
Autres	7	10
Total	368 $	356 $

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

en millions de dollars canadiens
	2020	2019
Résidentiel	806 $	746 $
Commercial	405	400
Industriel	224	210
Autres	31	45
Total	1 466 $	1 401 $

Volumes des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre

Volumes des ventes d’électricité pour l’exercice

GWh 2020 2019 Résidentiel 1 159 1 210 Commercial 712 763 Industriel 629 571 Autres 36 78 Total 2 536 2 622	GWh
	2020 2019
	Résidentiel 4 652 4 664 Commercial 2 850 3 068 Industriel 2 341 2 388 Autres 185 350
	Total 10 028 10 470

Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité

Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont augmenté de 36 millions de dollars pour s’établir à 219 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 183 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont augmenté de 58 millions de dollars pour s’établir à 721 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 663 millions de dollars en 2019. Les variations observées pour ces deux périodes découlent principalement de la hausse des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime en 2020, de la variation de la composition des sources de production et d’une augmentation des prix des produits de base, en partie contrebalancées par la baisse du volume des ventes.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Volumes de production pour le quatrième trimestre

Volumes de production pour l’exercice

GWh
	2020	2019
Charbon	1 249	1 398
Gaz naturel	351	322
Mazout et coke de pétrole	174	149
Achat d’électricité – autres	235	139
Total – énergie non renouvelable	2 009	2 008
Achat d’électricité – PEI	353	371
Énergie éolienne et hydroélectricité	215	306
Achat d’électricité – programme
de tarifs de rachat garantis
communautaires (« COMFIT »)	156	163
Biomasse	21	14
Total – énergie renouvelable	745	854
Total des volumes de production	2 754	2 862


GWh			GWh
	2020	2019			2020	2019
Charbon	1 249	1 398	Charbon	4	342	4 949
Gaz naturel	351	322	Gaz naturel	1	872	1 369
Mazout et coke de pétrole	174	149	Mazout et coke de pétrole		967	981
Achat d’électricité – autres	235	139	Achat d’électricité – autres		663	786
Total – énergie non renouvelable	2 009	2 008	Total – énergie non renouvelable	7	844	8 085
Achat d’électricité – PEI	353	371	Achat d’électricité – PEI	1	250	1 202
Énergie éolienne et hydroélectricité	215	306	Énergie éolienne et hydroélectricité	1	001	1 289
Achat d’électricité – programme			Achat d’électricité – COMFIT		558	552
de tarifs de rachat garantis
communautaires (« COMFIT »)	156	163
Biomasse	21	14	Biomasse		106	73
Total – énergie renouvelable	745	854	Total – énergie renouvelable	2	915	3 116
Total des volumes de production	2 754	2 862	Total des volumes de production	10	759	11 201
Coût moyen du combustible pour le quatrième trimestre			Coût moyen du combustible pour l’exercice
	2020	2019			2020	2019
Dollars par MWh produit	80 $	64 $	Dollars par MWh produit		67 $	59 $

Le coût moyen du combustible par MWh a augmenté au quatrième trimestre de 2020 par rapport au quatrième trimestre de 2019, en raison de la hausse des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime en 2020 et d’une augmentation des prix des produits de base. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, le coût du combustible a augmenté par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2019, en raison d’une variation de la composition des sources de production se traduisant par une plus grande consommation de gaz naturel et une baisse de la production hydroélectrique et éolienne que possède NSPI, laquelle n’est assortie d’aucun coût du combustible. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par une baisse de la production liée au mazout lourd.

Le solde du passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de NSPI a diminué de 94 millions de dollars par rapport à celui de 115 millions de dollars inscrit au 31 décembre 2019 pour s’établir à 21 millions de dollars au 31 décembre 2020, en raison principalement d’un remboursement aux clients du recouvrement excédentaire des coûts du combustible au cours des exercices précédents et du remboursement aux clients effectué en 2020 au titre de l’évaluation réduite rendue au sujet du lien maritime en 2019. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par le recouvrement excédentaire des coûts du combustible au cours de la période considérée.

Les coûts du combustible de NSPI sont tributaires des prix des produits de base et de la composition des sources de production, qui dépend en grande partie de l’utilisation efficace du point de vue économique du réseau de production permettant la mise en service des sources les moins coûteuses en premier (après l’énergie renouvelable provenant des PEI, y compris les participants au programme COMFIT, pour lequel NSPI dispose de contrats d’achat d’électricité).

La production hydroélectrique et éolienne que possède NSPI n’est assortie d’aucun coût du combustible. Après l’énergie éolienne et l’hydroélectricité, habituellement, le coke de pétrole et le charbon affichent les plus bas coûts unitaires du combustible, suivis par le gaz naturel. Le mazout, la biomasse et l’électricité achetée présentent un coût du combustible immédiatement supérieur, selon le prix relatif de chacun. La composition des sources de production peut également être touchée par les pannes, par la disponibilité de la production d’énergie renouvelable, par le rendement des centrales et par la conformité aux normes et à la réglementation environnementales.

La composition des sources de production a évolué en raison de l’ajout de nouvelles sources d’énergie renouvelable variables comme l’éolien, y compris l’énergie provenant des PEI et des participants au programme COMFIT, qui ont habituellement un coût plus élevé par MWh que la capacité de production de NSPI ou d’autres sources de production d’électricité achetée.

Mécanismes de recouvrement réglementaire

NSPI

NSPI est une entreprise de services publics au sens de la loi de la Nouvelle-Écosse intitulée Public Utilities Act et, en vertu de cette loi, elle est assujettie à la réglementation de la Régie. Cette loi confère à la Régie un pouvoir de contrôle sur l’exploitation et les dépenses de NSPI. Les tarifs d’électricité exigés des abonnés de NSPI sont soumis à l’approbation de la Régie. NSPI n’est pas assujettie à un processus annuel de révision tarifaire général, mais participe à l’occasion à des audiences à sa demande ou à celle de la Régie.

NSPI est réglementée conformément au modèle axé sur le coût du service, les tarifs étant fixés pour couvrir prudemment les coûts engagés afin de fournir des services d’électricité aux abonnés, et elle offre un rendement raisonnable aux investisseurs.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

NSPI dispose d’un mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible approuvé par la Régie, qui permet à NSPI de recouvrer les coûts variables liés à celui-ci auprès des clients au moyen d’ajustements des prix du combustible. Les écarts entre les coûts du combustible prudemment engagés et les montants recouvrés auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité au cours d’une année sont reportés dans un actif ou dans un passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible.

Dans le cadre du plan de stabilité tarifaire du combustible triennal, les tarifs d’électricité ont été fixés de manière à inclure les 145 millions de dollars approuvés pour 2020 relativement à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime et des montants de 164 millions de dollars et de 162 millions de dollars pour 2021 et 2022, respectivement. Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé l’évaluation des coûts provisoire de NSPML pour 2021 en vue du recouvrement auprès de NSPI des coûts du lien maritime d’environ 172 millions de dollars, assujettis à une retenue de 10 millions de dollars dans des conditions semblables à celles précédemment approuvées par la Régie et d’un report potentiel à long terme de frais d’amortissement d’au plus 23 millions de dollars, en fonction du moment où débutera la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse. Pour plus de précisions, se reporter à la section NSPML ci-dessous. Toute différence entre les montants inclus dans le plan de stabilité tarifaire du combustible et ceux approuvés par la Régie par l’entremise de la demande d’évaluation intermédiaire de NSPML sera traitée au moyen du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible.

AUTRES SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ

Sauf indication contraire, tous les montants sont libellés en dollars américains.

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine. Se reporter aux rubriques « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et « Faits récents » pour plus de précisions.

en millions de dollars américains	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité	79 $	140 $	354 $	561 $
Combustible réglementépour laproduction d’électricité et l’achat d’électricité1)	35	58	145	216
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé	5 $	10 $	24 $	57 $
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé – $ CA	8 $	14 $	33 $	76 $
Pertes de valeur	–	(26)	–	(26)
Gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché des titres de capitaux
propres après impôts	2	–	2	2
Contribution au bénéfice net consolidé	7 $	(16) $	26 $	33 $
Contribution au bénéfice net consolidé – $ CA	10 $	(19) $	35 $	45 $
Contribution ajustée au résultat consolidé de basepar action ordinaire – $ CA	0,03 $	$ 0,06 $	0,13 $	0,32 $
Contribution au résultat consolidé de basepar action ordinaire – $ CA	0,04 $	(0,08) $	0,14 $	0,19 $
Taux de change moyen pondéré entre le dollar canadien et le dollar américain
aux fins du calcul du bénéfice net	1,28 $	1,32 $	1,34 $	1,33 $
BAIIA ajusté	19 $	38 $	96 $	187 $
BAIIA ajusté – $ CA	27 $	52 $	129 $	249 $

1) Les charges découlant des installations de transport regroupées sont comprises dans le poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ».

Le tableau qui suit résume la contribution ajustée du secteur Autres services publics d’électricité :

	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
ECI	5 $	3 $	20 $	22 $
Emera Maine	–	7	4	35
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé	5 $	10 $	24 $	57 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Bénéfice net

Le tableau qui suit résume les faits saillants des variations du bénéfice net :

		Exercices
	Trois mois clos les	clos les
en millions de dollars américains	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2019	(16) $	33 $
Produits d’exploitation – se reporter à la rubrique « Produits d’exploitation – activités réglementées
liées à l’électricité » ci-après	(12)	(48)
Combustible réglementé pour la production d’électricité – se reporter à la rubrique « Combustible
réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité » ci-après	13	41
Comptabilisation, au premier trimestre de 2020, d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices
précédemment reporté lié à l’adoption d’un taux d’imposition des sociétés plus bas en
décembre 2018 à BLPC	–	7
Perte de valeur liée à GBPC comptabilisée en 2019	26	26
Incidence sur le bénéfice de la vente d’Emera Maine, après impôts	(7)	(31)
Autres	3	(2)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2020	7 $	26 $

Au quatrième trimestre de 2019, la société a comptabilisé une perte de valeur hors trésorerie de 26 millions de dollars américains principalement liée au goodwill en raison d’une révision à la baisse des flux de trésorerie futurs prévus à la suite des travaux de restauration entrepris par suite des dommages causés par l’ouragan Dorian et aux changements à la structure du capital réglementée à long terme prévue de GBPC. Aucune perte de valeur liée à GBPC n’a été comptabilisée en 2020.

Si l’on ne tient pas compte de la variation découlant de la réévaluation à la valeur du marché, de la perte de valeur liée à GBPC comptabilisée en 2019 et de la vente d’Emera Maine, la contribution du secteur Autres services publics d’électricité au bénéfice net consolidé en dollars canadiens a augmenté de 3 millions de dollars d’un trimestre à l’autre et a diminué de 2 millions de dollars d’un exercice à l’autre. La contribution d’ECI a connu une baisse au quatrième trimestre de 2020 en raison de la diminution des ventes auprès des clients du secteur commercial, en partie contrebalancée par l’augmentation des ventes aux clients du secteur résidentiel attribuable à l’incidence de la pandémie de COVID-19 et à l’incidence de l’ouragan Dorian à GBPC. La diminution a été partiellement contrebalancée par la comptabilisation d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices précédemment reporté lié à l’adoption d’un taux d’imposition des sociétés plus bas en décembre 2018 à BLPC.

Le taux de change a eu une incidence minime au cours du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2020.

Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité

Les produits d’exploitation ont diminué de 61 millions de dollars pour s’établir à 79 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 140 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Les produits d’exploitation ont diminué de 207 millions de dollars pour s’établir à 354 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 561 millions de dollars en 2019. Les diminutions enregistrées pour ces deux périodes découlent de la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020, de la baisse des produits liés au combustible à BLPC attribuable à la diminution des prix du mazout et du recul des volumes des ventes auprès des clients du secteur commercial, contrebalancés en partie par l’augmentation des ventes aux clients du secteur résidentiel résultant de l’incidence de la pandémie de COVID-19, ainsi que de l’incidence de l’ouragan Dorian à GBPC. D’un trimestre à l’autre, les produits de GBPC étaient supérieurs à ceux du quatrième trimestre de 2019; en raison de la poursuite de la reprise après l’ouragan Dorian en septembre 2019.

Les produits tirés des ventes d’électricité et les volumes des ventes d’électricité des entreprises de services publics d’ECI sont résumés dans les tableaux suivants par catégorie de clients :

Produits tirés des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

en millions de dollars américains 2020 2019 Résidentiel 32 $ 35 $ Commercial 40 49 Industriel 5 6 Autres 2 3 Total 79 $ 93 $	en millions de dollars américains
	2020 2019
	Résidentiel 116 $ 125 $ Commercial 161 198 Industriel 21 21 Autres 12 15
	Total 310 $ 359 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Volumes des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre Volumes des ventes d’électricité pour l’exercice

GWh 2020 2019 Résidentiel 124 115 Commercial 169 188 Industriel 19 19 Autres 1 4 Total 313 326	GWh
	2020 2019
	Résidentiel 493 463 Commercial 650 742 Industriel 80 78 Autres 17 15
	Total 1 240 1 298

Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité

Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont diminué de 23 millions de dollars pour s’établir à 35 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 58 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Les charges liées au combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité ont diminué de 71 millions de dollars pour s’établir à 145 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 216 millions de dollars en 2019. Les diminutions enregistrées pour les deux périodes découlent de la baisse des coûts du mazout à BLPC.

Les volumes de production et le coût moyen du combustible des entreprises de services publics d’ECI sont résumés dans les tableaux suivants :

Volumes de production pour le quatrième trimestre

Volumes de production pour l’exercice

GWh 2020 2019 Mazout 314 332 Hydroélectricité 7 6 Énergie solaire 4 4 Achat d’électricité 12 9 Total 337 351	GWh
	2020 2019
	Mazout 1 247 1 338 Hydroélectricité 19 20 Énergie solaire 17 19 Achat d’électricité 52 34
	Total 1 335 1 411

Coût moyen du combustible par MWh pour le quatrième trimestre en dollars américains 2020 2019 Dollars par MWh 105 $ 135 $	Coût moyen du combustible par MWh pour l’exercice en dollars américains 2020 2019
	Dollars par MWh 102 $ 125 $

Le coût moyen du combustible par MWh a diminué au quatrième trimestre de 2020 et pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 par rapport aux périodes correspondantes de 2019 en raison de la diminution des prix du mazout.

Mécanismes de recouvrement réglementaire

BLPC

BLPC est réglementée par la FTC de la Barbade, un organisme de réglementation indépendant. Les tarifs sont fixés pour couvrir les coûts engagés prudemment afin de fournir des services d’électricité aux clients, tout en offrant un taux de rendement des capitaux engagés approprié. Les coûts du combustible de BLPC sont transférés aux clients au moyen d’un mécanisme de transfert des coûts du combustible qui permet de recouvrer auprès d’eux en temps opportun la totalité des coûts du combustible prudemment engagés. La FTC approuve le calcul des frais de combustible, qui sont ajustés tous les mois.

GBPC

GBPC est réglementée par la GBPA. Les tarifs sont fixés pour couvrir les coûts engagés prudemment afin de fournir des services d’électricité aux clients, tout en offrant un taux de rendement sur les tarifs de base approprié. Les coûts du combustible de GBPC sont transférés aux clients au moyen d’un mécanisme de transfert des coûts du combustible qui permet de recouvrer auprès d’eux en temps opportun la totalité des coûts du combustible prudemment engagés.

GBPC maintient une assurance pour ses installations de production. Comme pour la plupart des services publics, ses réseaux de transport et de distribution sont autoassurés. En 2019, les coûts de restauration des actifs autoassurés de GBPC relativement à l’ouragan Dorian se sont chiffrés à 15 millions de dollars américains. En janvier 2020, la GBPA a approuvé le report de ces coûts par la voie d’un actif réglementé, le recouvrement devant se faire par l’intermédiaire des tarifs sur une période de cinq ans. Le recouvrement de l’actif a commencé le 1[er] janvier 2021.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Par suite de l’ouragan Matthew survenu en 2016, un actif réglementaire a été établi en vue de recouvrer les coûts de restauration connexes. De plus, en décembre 2016, la GBPA a donné son accord pour que les tarifs mixtes d’électricité (combustible et tarifs de base) soient maintenus au niveau des tarifs de 2016 pour la période de cinq ans allant de 2017 à 2021. Ceci est réalisable, car la société prévoit que ses coûts du combustible diminueront au cours de cette période. Les coûts du combustible sont gérés par l’entremise d’un programme de couverture des coûts du combustible, qui permet de prévoir ces coûts. Tout recouvrement excédentaire des coûts du combustible au cours de cette période sera appliqué à l’actif réglementaire lié à l’ouragan Matthew, jusqu’à ce que l’actif soit recouvré. Si GBPC récupère des fonds en excédent de l’actif réglementaire lié à l’ouragan Matthew, l’excédent sera placé dans une nouvelle réserve en cas de tempête. Si le report lié à l’ouragan Matthew n’est pas complètement recouvré au bout de cinq ans, GBPC aura la possibilité de demander le recouvrement auprès des clients au moyen des tarifs futurs.

Dans le cadre de sa convention de réglementation, GBPC dispose d’un mécanisme lié à la portion du bénéfice lui permettant de reporter la portion de son bénéfice sur les tarifs à titre d’actif ou de passif réglementaire, dans une proportion de 50 pour cent pour les montants inférieurs à un taux de rendement sur les tarifs de 7,34 pour cent et de 50 pour cent pour les montants supérieurs à un taux de rendement sur les tarifs de 9,34 pour cent, respectivement.

Domlec

Domlec est réglementée par l’IRC. Les tarifs sont fixés pour couvrir les coûts engagés prudemment afin de fournir des services d’électricité aux clients, tout en offrant un taux de rendement sur les tarifs de base approprié. La quasi-totalité des coûts du combustible de Domlec est transférée aux clients au moyen d’un mécanisme de transfert des coûts du combustible qui permet de recouvrer auprès d’eux en temps opportun les coûts du combustible prudemment engagés.

SERVICES PUBLICS DE GAZ NATUREL ET INFRASTRUCTURE

Sauf indication contraire, tous les montants sont libellés en dollars américains.

SERVICES PUBLICS DE GAZ NATUREL ET INFRASTRUCTURE Sauf indication contraire, tous les montants sont libellés en dollars américains.
en millions de dollars américains	Trois	mois clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz1)	234 $	228 $	780 $	832 $
Produits d’exploitation non réglementés	3	3	12	12
Total desproduits d’exploitation	237 $	231 $	792 $	844 $
Coût réglementé dugaz naturel	80 $	76 $	221 $	264 $
Quote-part du bénéfice desplacements dans des sociétés satellites	4 $	3 $	14 $	17 $
Contribution au bénéfice net consolidé	35 $	37 $	122 $	139 $
Contribution au bénéfice net consolidé – $ CA	45 $	51 $	162 $	183 $
Contribution au résultat consolidé de basepar action ordinaire – $ CA	0,18 $	0,21 $	0,65 $	0,76 $
Taux de change moyen pondéré entre le dollar canadien et le dollar américain
aux fins du calcul du bénéfice net	1,30 $	1,32 $	1,33 $	1,33 $
BAIIA	81 $	84 $	294 $	311 $
BAIIA – $ CA	104 $	114 $	392 $	413 $

1) Le montant inscrit au poste « Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz » comprend des produits financiers provenant de Brunswick Pipeline de 11 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2020 (11 millions de dollars en 2019) et de 45 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (45 millions de dollars en 2019); toutefois, ce montant est exclu de l’analyse des produits d’exploitation tirés des ventes de gaz présentée ci-dessous.

Le tableau qui suit résume la contribution ajustée du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure :

	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
PGS	13 $	12 $	52 $	54 $
NMGC	12	15	30	46
Autres	10	10	40	39
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé	35 $	37 $	122 $	139 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Bénéfice net

Le tableau qui suit résume les faits saillants des variations du bénéfice net :

		Exercices
	Trois mois clos le	clos le
en millions de dollars américains	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2019	37 $	139 $
Augmentation (diminution) des produits d’exploitation tirés des ventes de gaz – se reporter à la
rubrique « Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz » ci-après	6	(43)
Augmentation (diminution) du coût du gaz naturel vendu – se reporter à la rubrique « Coût
réglementé du gaz naturel » ci-après	(4)	43
Comptabilisation d’économies d’impôts liées au changement de traitement des reports en avant de
pertes d’exploitation nettes à NMGC au troisième trimestre de 2019	–	(5)
Diminution des produits d’exploitation tirés des ventes de gaz en raison de la comptabilisation par
NMGC, au deuxième trimestre de 2019, des avantages procurés par la réforme fiscale	–	(9)
Autres	(4)	(3)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2020	35 $	122 $

La contribution au bénéfice net consolidé en dollars canadiens du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure a diminué de 6 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 comparativement à celle du quatrième trimestre de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, la contribution au bénéfice net consolidé en dollars canadiens du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure a diminué de 21 millions de dollars comparativement à celle de l’exercice clos le 31 décembre 2019. La diminution enregistrée au cours des deux périodes est attribuable à la baisse des produits en raison des températures plus élevées à NMGC, des incidences de la COVID-19 sur les ventes commerciales à PGS et de la hausse des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales à PGS et à NMGC. Ces incidences ont été partiellement contrebalancées par la croissance de la clientèle à PGS, par la hausse du bénéfice tiré de la PFUPC à PGS, par l’augmentation du rendement du capital investi de la clause de remplacement des tuyaux de fonte et d’acier nu à PGS. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, cette diminution était également attribuable à la comptabilisation, au troisième trimestre de 2019, des avantages fiscaux liés au changement de traitement fiscal des reports en avant de pertes d’exploitation nettes et comptabilisation des avantages procurés par la réforme fiscale au deuxième trimestre de 2019 à NMGC.

Le taux de change a eu une incidence minime sur le bénéfice en dollars canadiens au cours du quatrième trimestre de 2020 et de l’exercice clos le 31 décembre 2020.

Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz

Les produits d’exploitation du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure ont augmenté de 6 millions de dollars pour s’établir à 234 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 228 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019, en raison de l’augmentation des produits liés à une clause et de la croissance de la clientèle à PGS, en partie contrebalancées par la baisse des ventes hors système à PGS et le recul des ventes du secteur commercial découlant de la pandémie de COVID-19 à PGS.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les produits d’exploitation du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure ont diminué de 52 millions de dollars pour s’établir à 780 millions de dollars, en comparaison de 832 millions de dollars en 2019, en raison de la diminution des produits liés à une clause, de la baisse de ventes hors système à PGS, des températures plus élevées à NMGC et du recul des ventes du secteur commercial découlant de la pandémie de COVID-19 à PGS. Cette diminution a été partiellement contrebalancée par la croissance de la clientèle à PGS. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, la diminution s’explique également par les avantages procurés par la réforme fiscale comptabilisés par NMGC au deuxième trimestre de 2019.

Les produits tirés des ventes de gaz et les volumes des ventes de gaz sont résumés dans les tableaux suivants par catégorie de clients :

Produits tirés des ventes de gaz pour le quatrième trimestre

Produits tirés des ventes de gaz pour l’exercice

en millions de dollars américains			en millions de dollars américains
	2020	2019		2020	2019
Résidentiel	122 $	109 $	Résidentiel	372 $	379 $
Commercial	63	63	Commercial	207	225
Industriel1)	11	9	Industriel1)	41	37
Autres2)	27	36	Autres2)	115	146
Total3)	223 $	217 $	Total3)	735 $	787 $

1) Le poste « Industriel » comprend les ventes aux producteurs d’électricité.
2) Le poste « Autres » comprend les ventes hors système à d’autres services publics et divers autres éléments.
3) Exclut des produits financiers de 11 millions de dollars provenant de Brunswick Pipeline (11 millions de dollars en 2019).
1) Le poste « Industriel » comprend les ventes aux producteurs d’électricité.
2) Le poste « Autres » comprend les ventes hors système à d’autres services publics et divers autres éléments.
3) Exclut des produits financiers de 45 millions de dollars provenant de Brunswick Pipeline (45 millions de dollars en 2019).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Volumes des ventes de gaz pour le quatrième trimestre

Volumes des ventes de gaz pour l’exercice

Thermies (en millions)			Thermies (en millions)
	2020	2019		2020	2019
Résidentiel	132	138	Résidentiel	405	413
Commercial	220	225	Commercial	767	830
Industriel	388	376	Industriel	1 586	1 482
Autres	59	88	Autres	298	317
Total	799	827	Total	3 056	3 042

Coût réglementé du gaz naturel

PGS et NMGC s’approvisionnent en gaz naturel auprès de divers fournisseurs en fonction des besoins de leurs clients. En Floride, le gaz naturel est acheminé au réseau de distribution de PGS au moyen de trois gazoducs interétatiques qui sont visés par des contrats de capacité de transport fermes conclus par PGS aux fins de la distribution du gaz naturel. Le gaz naturel de NMGC est transporté par le réseau de transport interétatique de NMGC, puis acheminé aux abonnés par l’entremise de son réseau de distribution interétatique.

En Floride, les services publics de gaz naturel sont offerts de manière dégroupée aux clients non résidentiels et aux clients résidentiels qui consomment plus de 1 999 thermies par année et qui choisissent cette option. Au Nouveau-Mexique, NMGC est tenue d’offrir des services de transport seulement à toutes les catégories de clients qui en font la demande. Étant donné que la portion produits de base des volumes des ventes groupées est comptabilisée dans les produits d’exploitation au coût du gaz naturel grâce à un mécanisme de transfert des coûts, le bénéfice net ne change pas lorsqu’un client passe aux services de transport seulement.

Le coût réglementé du gaz naturel a augmenté de 4 millions de dollars pour s’établir à 80 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 76 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019, en raison de la hausse des prix des produits de base à PGS et à NMGC.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, le coût réglementé du gaz naturel a diminué de 43 millions de dollars pour s’établir à 221 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à 264 millions de dollars en 2019. La diminution s’explique par la baisse des prix des produits de base à PGS et à NMGC au cours des trois premiers trimestres de l’exercice, par la diminution de l’approvisionnement du réseau aux clients et par la baisse du volume des ventes hors système à PGS.

Le volume des ventes de gaz réparti par type est présenté dans le tableau suivant :

Volume des ventes de gaz par type pour le quatrième trimestre

Volume des ventes de gaz par type pour l’exercice

Thermies (en millions) 2020 2019 Approvisionnement du réseau 197 235 Transport 602 592 Total 799 827	Thermies (en millions)
	2020 2019
	Approvisionnement du réseau 690 754 Transport 2 366 2 288
	Total 3 056 3 042

Mécanismes de recouvrement réglementaire

PGS

PGS est réglementée par la FPSC. La FPSC établit les tarifs à un niveau qui permet aux services publics comme PGS de percevoir les produits totaux ou les produits requis selon un montant correspondant au coût de la prestation des services, majoré d’un taux de rendement du capital investi approprié.

Autres clauses de recouvrement des coûts

Clause de recouvrement des coûts du combustible

PGS recouvre les coûts qu’elle engage pour s’approvisionner en gaz naturel et assurer le transport interétatique du gaz naturel aux termes d’une clause d’ajustement relatif au gaz acheté. Cette clause est conçue pour permettre à PGS de recouvrer les coûts réels qu’elle a engagés aux fins de l’achat de gaz naturel, des services de stockage de gaz naturel, de la capacité de gazoduc interétatique et d’autres éléments connexes associés à l’achat, à la distribution et à la vente de gaz naturel à ses abonnés. Ces charges peuvent être ajustées mensuellement en fonction d’un plafond approuvé annuellement par la FPSC.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Autres clauses de recouvrement des coûts

La FPSC approuve chaque année les taux de recouvrement des coûts de conservation, y compris un rendement des capitaux engagés dans le développement et la mise en place de programmes de conservation de l’énergie. PGS a une clause de remplacement des tuyaux de fonte et d’acier nu visant à recouvrer le coût associé à l’accélération du remplacement des lignes de distribution en fonte et en acier nu du réseau de PGS. En février 2017, la FPSC a approuvé le prolongement de la clause de remplacement des tuyaux de fonte et d’acier nu afin de permettre le recouvrement des coûts associés à l’accélération du remplacement de certains tuyaux en plastique obsolètes. PGS estime que tous les tuyaux de fonte et d’acier nu seront retirés de son réseau d’ici 2022, le remplacement des tuyaux en plastique obsolètes se poursuivant jusqu’en 2028 en vertu de la clause.

NMGC

NMGC est assujettie à la réglementation de la NMPRC. La NMPRC établit les tarifs à un niveau qui permet à NMGC de percevoir les produits totaux selon un montant correspondant au coût de la prestation des services, majoré d’un taux rendement du capital investi approprié.

Autres clauses de recouvrement des coûts

Clause de recouvrement des coûts du combustible

NMGC recouvre les coûts qu’elle engage pour s’approvisionner en gaz naturel aux termes d’une clause d’ajustement relatif au gaz acheté (la « CAGA »). Cette clause est conçue pour permettre à NMGC de recouvrer les coûts réels qu’elle a engagés aux fins de l’achat de gaz naturel, des services de stockage de gaz naturel, de la capacité de gazoduc interétatique et d’autres éléments connexes associés à l’achat, à la distribution et à la vente de gaz naturel à ses abonnés.

Chaque mois, NMGC peut ajuster les charges en fonction du coût du gaz naturel estimé du mois suivant et de tout montant non récupéré ou montant récupéré en trop au cours d’un mois antérieur. NMGC doit déposer auprès de la NMPRC tous les quatre ans un document en vue de pouvoir continuer de recourir à la CAGA (PGAC Continuation Filing). Ce document a pour but d’établir que l’utilisation continue de la CAGA est raisonnable et nécessaire. En décembre 2020, NMGC a reçu l’approbation de son document PGAC Continuation Filing visant la période de quatre ans se terminant en décembre 2024.

Mécanisme de normalisation des conditions météorologiques

En juillet 2019, la NMPRC a approuvé des changements dans la conception des tarifs de la société afin d’inclure un mécanisme de normalisation des conditions météorologiques. Cette clause vise à réduire la variabilité de l’incidence des conditions météorologiques pendant la saison de chauffage d’octobre à avril. Le mécanisme de normalisation des conditions météorologiques rendra les tarifs des clients et les produits des entreprises plus prévisibles en supprimant partiellement l’incidence d’un temps plus doux ou plus froid que d’habitude. Les augmentations ou les diminutions des produits liées aux conditions météorologiques enregistrées d’octobre à avril seront ajustées chaque année au mois d’octobre de la saison de chauffage suivante.

Actif réglementaire PGI

Une partie des dépenses annuelles de NMGC en matière d’infrastructures est consacrée aux programmes de gestion de l’intégrité (les « PGI »), ou au remplacement et à la mise à jour des anciens réseaux. Ces programmes découlent à la fois des plans de gestion de l’intégrité de NMGC et de mandats du gouvernement fédéral et des États. En décembre 2020, NMGC a reçu l’approbation, dans sa demande de hausse tarifaire, de reporter dans un actif réglementaire PGI les coûts de certaines de ses dépenses en immobilisations liées aux PGI effectuées entre le 1[er] janvier 2022 et le 31 décembre 2023, et cherchera à obtenir le recouvrement de l’actif réglementaire lors de sa prochaine demande de hausse tarifaire.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

AUTRES

AUTRES
en millions de dollars canadiens	Trois	mois clos les	Exercices clos les
(sauf les montantspar action)		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Marge sur les activités de commercialisation et de négociation1)2)	22 $	28 $	38 $	31 $
Ventes d’électricité et de capacité3)	4	2	16	118
Autresproduits d’exploitation non réglementés	8	1	21	31
Total desproduits d’exploitation – activités non réglementées	34 $	31 $	75 $	180 $
Produits intersociétés4)	3	3	13	20
Combustible non réglementépour laproduction et l’achat d’électricité5)	3	2	15	68
Quote-part du bénéfice desplacements dans des sociétés satellites	7	7	24	32
Intérêts débiteurs nets	71	81	301	337
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé (à la perte nette consolidée)	(23) $	(58) $	(252) $	(286) $
Gain à la vente, déduction faite des coûts de transaction	–	–	309	–
Pertes de valeur, après impôts	–	–	(26)	–
Gain (perte) découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts	83 $	81 $	(12) $	73 $
Contribution au bénéfice net consolidé(à laperte nette consolidée)	60 $	23 $	19 $	(213) $
Contribution ajustée au résultat consolidé de basepar action ordinaire	(0,09) $	(0,24) $	(1,02) $	(1,19) $
Contribution au résultat consolidé de basepar action ordinaire	0,24 $	0,09 $	0,08 $	(0,89) $
BAIIA ajusté	50 $	2 $	25 $	9 $

1) La marge sur les activités de commercialisation et de négociation représente les achats et les ventes de gaz naturel et d’électricité d’EES, les coûts liés à la capacité des gazoducs et du stockage et les produits tirés des services de gestion d’actifs énergétiques.
2) La marge sur les activités de commercialisation et de négociation exclut un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché avant impôts de 109 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2020 (un gain de 119 millions de dollars en 2019) et une perte de 46 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (un gain de 100 millions de dollars en 2019).
3) Les ventes d’électricité et de capacité excluent un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché avant impôts de néant pour le quatrième trimestre de 2020 (néant en 2019) et de néant pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (un gain de 2 millions de dollars en 2019).
4) Les produits intersociétés se composent des intérêts reçus de Brunswick Pipeline et de M&NP.
5) Le combustible non réglementé pour la production et l’achat d’électricité exclut un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché avant impôts de néant pour le quatrième trimestre de 2020 (une perte de 1 million de dollars en 2019) et un gain de 3 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (une perte de 2 millions de dollars en 2019).

Le tableau qui suit résume la contribution ajustée du secteur Autres au bénéfice net consolidé :

	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre		31 décembre
	2020	2019	2020	2019
Emera Energy	15 $	18 $	17 $	37 $
Siège social	(37)	(75)	(267)	(322)
Autres	(1)	(1)	(2)	(1)
Contribution ajustée au bénéfice net consolidé (à la perte nette consolidée)	(23) $	(58) $	(252) $	(286) $

Rajustements de réévaluation à la valeur du marché

Les postes « Marge sur les activités de commercialisation et de négociation », « Produits tirés des ventes d’électricité et de capacité », « Combustible non réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité », « Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites » et « Charge (recouvrement) d’impôts sur les bénéfices » font l’objet de rajustements de réévaluation à la valeur du marché. La direction est d’avis que le fait d’exclure l’incidence des réévaluations à la valeur du marché, ainsi que les variations connexes, du bénéfice jusqu’au règlement des contrats en question permet de mieux rapprocher l’incidence financière de ces contrats des flux de trésorerie sous-jacents. Les variations découlant des réévaluations à la valeur du marché pour le trimestre écoulé et l’exercice sont expliquées dans le tableau qui suit.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Emera Energy a conclu plusieurs contrats de gestion d’actifs avec des contreparties, notamment des sociétés de distribution de gaz naturel local, des entreprises de services publics d’électricité et des producteurs de gaz naturel de l’Amérique du Nord. Aux termes de ces contrats, Emera Energy s’est engagée à approvisionner les sociétés de distribution de gaz naturel local ou à s’approvisionner auprès de celles-ci pendant la durée des contrats. En contrepartie, ces entreprises de services publics mettront à la disposition d’Emera Energy une partie de leur capacité de transport et de stockage du gaz naturel. Les rajustements de réévaluation à la valeur du marché liés à ces contrats de gestion d’actifs résultent de l’écart de prix entre le lieu d’où provient le gaz et le lieu où il est livré. Au moment de leur comptabilisation initiale, les rajustements de réévaluation à la valeur du marché sont entièrement contrebalancés par la valeur de l’actif de transport correspondant, lequel est amorti sur la durée de chaque contrat de gestion d’actifs.

Les variations subséquentes des écarts de prix du gaz, dans la mesure où elles ne sont pas contrebalancées par l’amortissement comptable de l’actif de transport, entraîneront la comptabilisation en résultat net de gains ou de pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché. Les rajustements de réévaluation à la valeur du marché peuvent être substantiels, particulièrement au cours des mois d’hiver durant la validité d’un contrat, au moment où les volumes livrés et les prix du marché sont habituellement à leur plus haut niveau. À mesure qu’un contrat est exécuté et que les volumes fléchissent, la volatilité découlant de la réévaluation à la valeur du marché devrait diminuer. Ultimement, l’actif de transport de gaz et le rajustement de réévaluation à la valeur du marché sont ramenés à zéro à la fin de la durée du contrat. À mesure que la société prend de l’expansion et que le volume de contrats de gestion d’actifs augmente, la volatilité découlant de l’évaluation à la valeur du marché qui donne lieu à des gains et des pertes peut aussi augmenter.

En 2020, le siège social d’Emera a conclu des contrats de change à terme afin de gérer le risque de flux de trésorerie lié aux entrées de trésorerie attendues en dollars américains. Les fluctuations du taux de change entraînent la comptabilisation de gains ou de pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché dans le résultat.

Bénéfice net

Le tableau qui suit présente les faits saillants des variations du bénéfice net :

		Exercice
	Trois mois clos le	clos le
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte nette consolidée) – 2019	23 $	(213) $
Hausse (baisse) de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation – voir
Emera Energy ci-dessous	(6)	7
Diminution des autres produits attribuable au gain à la vente d’un immeuble en Floride en 2019,
après impôts	–	(10)
Diminution des intérêts débiteurs liée principalement à la baisse des taux d’intérêt et au
remboursement de la dette à long terme de la société	10	30
Réévaluation des actifs nets d’impôts reportés sur les bénéfices résultant de l’adoption d’un taux
provincial d’imposition des sociétés plus bas en Nouvelle-Écosse au premier trimestre de 2020,
tenant compte d’un recouvrement de 2 millions de dollars lié à la réévaluation à la valeur du marché	–	(11)
Moment où les dividendes sur les actions privilégiées sont émis	(11)	–
Décision relative à TGH, après impôts et frais juridiques	36	36
Incidence de la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale
électrique Bayside, après impôts	1	(21)
Pertes de valeur comptabilisées à l’égard de certains autres actifs	–	(26)
Gain à la vente d’Emera Maine, après impôts et coûts de transaction	–	309
Les variations des gains et des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché enregistrées
pour les deux sont attribuables à la variation des positions de couverture existantes et à la variation
de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel à Emera Energy, en partie contrebalancées
par les gains de change sur les couvertures de flux de trésorerie	2	(87)
Recul du bénéfice provenant des placements en titres de capitaux propres dans Bear Swamp en raison
de la réduction des livraisons d’énergie résultant d’une panne de la ligne de transport d’un tiers, de
la baisse des prix de capacité en Nouvelle-Angleterre et des conditions moins favorables de l’énergie	–	(8)
Quote-part de la société de la franchise d’assurance sur les installations de GBPC en 2019	6	15
Autres	(1)	(2)
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte nette consolidée) – 2020	60 $	19 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Si l’on ne tient pas compte de la variation des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché, du gain à la vente d’Emera Maine et des pertes de valeur comptabilisées à l’égard de certains actifs, la contribution du secteur Autres au bénéfice net consolidé a augmenté de 35 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, par rapport au quatrième trimestre de 2019. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, la contribution du secteur Autres au bénéfice net consolidé a augmenté de 34 millions de dollars par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2019. L’augmentation enregistrée pour les deux périodes est surtout attribuable à la décision relative à TGH, à une baisse des taux d’intérêt de la société et à la comptabilisation, en 2019, de la part revenant au siège social de la franchise d’assurance sur les installations de GBPC. L’augmentation enregistrée d’un trimestre à l’autre a été partiellement contrebalancée par le calendrier de versement des dividendes sur actions privilégiées et par une baisse de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation. L’augmentation enregistrée d’un exercice à l’autre s’explique également par une hausse de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation, contrebalancée en partie par l’incidence de la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale électrique Bayside, par la réévaluation des actifs nets d’impôts reportés sur les bénéfices résultant de l’adoption d’un taux provincial d’imposition des sociétés plus bas en Nouvelle-Écosse au premier trimestre de 2020 et par la vente d’un immeuble en Floride en 2019.

Emera Energy

EES tire ses revenus et ses bénéfices de la commercialisation et de la négociation en gros de gaz naturel, d’électricité et d’autres produits de base et dérivés liés au secteur de l’énergie à l’intérieur du cadre des limites de tolérance au risque de la société, notamment en ce qui a trait à la valeur à risque (« VaR ») et au crédit. EES achète et vend du gaz naturel et de l’électricité physiques ainsi que les droits liés à la capacité de transport et de distribution connexes et offre des services de gestion d’actifs énergétiques s’y rapportant. Le marché principal des activités de commercialisation et de négociation liées au gaz naturel et à l’électricité est le nord-est de l’Amérique du Nord, y compris les zones d’approvisionnement du gaz de schiste Marcellus et Utica. EES est également un acteur des marchés du gaz naturel de la Floride, de la côte du golfe du Mexique américaine, du Midwest américain et de la région centrale du Canada. Les contreparties retenues dans le cadre de ces activités comprennent des entreprises de services publics dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel, des producteurs gaziers, des producteurs d’électricité ainsi que d’autres entités de commercialisation et de négociation. EES exerce ses activités dans un secteur concurrentiel et, à cette fin, il est nécessaire de bien connaître les marchés énergétiques de la région en plus de bien comprendre l’infrastructure des gazoducs et l’infrastructure de transport, de posséder un réseau de relations auprès de contreparties et de demeurer axé sur le service à la clientèle. EES gère son risque sur produits de base en limitant les positions ouvertes, en utilisant des produits financiers pour couvrir ses achats et ses ventes et en investissant dans les droits liés à la capacité de transport pour assurer l’acheminement des produits dans l’ensemble de son portefeuille.

Activités de commercialisation et négociation

La marge sur les activités de commercialisation et de négociation a diminué de 6 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement au quatrième trimestre de 2019, en raison essentiellement d’une diminution de la marge faisant l’objet d’une couverture, déduction faite des engagements fixes pour les actifs de transport et de stockage de gaz.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, la marge sur les activités de commercialisation et de négociation a augmenté de 7 millions de dollars par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2019. Cette augmentation est principalement le fruit de l’augmentation de la marge faisant l’objet d’une couverture, déduction faite des engagements fixes pour les actifs de transport et de stockage de gaz au cours de la période estivale, partiellement contrebalancée par des conditions de marché moins favorables en hiver, notamment des températures hivernales plus chaudes que la normale au premier trimestre et des prix du gaz naturel plus bas en 2020 par rapport à 2019.

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

La société génère des fonds à l’interne par la voie de divers investissements réglementés et non réglementés liés à l’énergie. Les clientèles des entreprises de services publics se distinguent au chapitre de la répartition de leurs ventes et produits parmi les catégories d’abonnés. Les entreprises à tarifs non réglementés d’Emera permettent de diversifier les flux de produits et les contreparties de la société. Parmi les circonstances qui pourraient influer sur la capacité de la société à générer des fonds suffisants, on compte : des ralentissements de l’économie générale sur les marchés d’Emera, la perte d’un ou de plusieurs clients importants, les décisions prises par des organismes de réglementation touchant les tarifs exigés des clients et le recouvrement des actifs réglementaires, et les modifications apportées aux lois environnementales. Les filiales d’Emera disposent généralement de liquidités suffisantes pour verser des dividendes à Emera, pourvu qu’elles ne violent pas les clauses restrictives se rattachant à leur dette, selon le cas, compte tenu du versement des dividendes, et qu’elles maintiennent de solides cotes de crédit.

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, les effets de la pandémie de COVID-19 en cours, notamment les mesures gouvernementales qui en ont découlé pour faire face à cette pandémie, ont entraîné un ralentissement économique dans tous les marchés desservis par Emera. La cadence et la vigueur de la reprise économique sont incertaines et peuvent varier d’un territoire à l’autre.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

La pandémie a entraîné globalement une baisse des charges et une augmentation des coûts d’exploitation par rapport à ceux qu’auraient autrement connus les services publics de la société. Certains des services publics d’Emera ont été davantage touchés que d’autres. Toutefois, sur une base consolidée, ces incidences défavorables n’ont eu aucun effet important à ce jour sur le bénéfice net consolidé. Se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — Pandémie de COVID-19 » du présent document pour plus de précisions. L’incidence économique actuelle de la pandémie pourrait nuire à la capacité de paiement des clients. En raison de la suspension temporaire des débranchements, les services publics de la société ont vu augmenter le vieillissement des débiteurs clients. Cette tendance a commencé à s’inverser avec la reprise des processus normaux de débranchement. Il n’y a pas eu de défaillances importantes de clients à la suite de faillites et plusieurs comptes clients sont garantis par des dépôts. Au 31 décembre 2020, les ajustements des pertes de crédit ont augmenté, mais ils n’ont pas eu d’incidence significative sur le bénéfice. L’incidence totale des pertes de crédit potentielles liées au non-paiement de la part de clients n’est pas connue à l’heure actuelle. Les services publics continuent à surveiller les comptes clients et collaborent avec les clients quant aux modalités de paiement.

L’ampleur de l’incidence future de la COVID-19 sur les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation de la société ne peut être prévue pour le moment et dépendra de l’évolution de la situation, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie, du calendrier et de l’efficacité des vaccinations, des mesures gouvernementales potentielles à venir, de l’activité économique et de la consommation d’énergie dans l’avenir. La société prévoit actuellement continuer à disposer de liquidités adéquates compte tenu de sa situation de trésorerie, de ses facilités bancaires existantes et de son accès à des capitaux, mais elle continuera de surveiller les répercussions de la COVID-19 sur les flux de trésorerie dans l’avenir.

Les besoins futurs en trésorerie et en capital d’Emera se rapporteront surtout au fonds de roulement, à l’investissement en cours dans le domaine des activités au tarif de base, aux acquisitions d’entreprises, à l’investissement en installations nouvelles, aux dividendes et au service de la dette. Emera a mis en place un plan d’investissement en immobilisations de 7,4 milliards de dollars pour la période de 2021 à 2023 et qui présente un potentiel de capitaux supplémentaires de 1,2 milliard de dollars au cours de la même période. Ce plan comprend d’importants investissements dans le domaine des activités au tarif de base à l’échelle du portefeuille dans la production d’énergie renouvelable et plus propre, la modernisation des infrastructures et les technologies axées sur les besoins des clients. Les dépenses en immobilisations des services publics réglementés sont assujetties à l’approbation des organismes de réglementation. L’ampleur de l’incidence future de la COVID-19 sur le profil du plan d’investissement de la société ne peut être prévue pour le moment pour les raisons évoquées plus haut. La société dispose d’une certaine souplesse en ce qui concerne son plan d’investissement en immobilisations et continuera à suivre les événements actuels et les répercussions connexes de la COVID-19.

Emera prévoit utiliser les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation et les capitaux d’emprunt obtenus par les services publics pour financer ses activités courantes, rembourser ses emprunts actuels et répondre à ses besoins de capitaux. Les capitaux d’emprunt obtenus par certains services publics de la société sont assujettis à l’approbation des organismes de réglementation pertinents. Les besoins en capitaux propres à l’appui du plan d’investissement de la société seront principalement financés sur les marchés de capitaux propres par le biais du régime de réinvestissement des dividendes et de l’émission d’actions ordinaires et privilégiées. L’accès futur de la société aux capitaux pourrait être compromis par la poursuite éventuelle des perturbations du marché liées à la COVID-19. Se reporter à la rubrique « Gestion des risques, y compris les instruments financiers » du présent document.

Emera dispose de facilités de crédit assorties de diverses échéances qui, cumulées, lui procurent un crédit de 3,7 milliards de dollars, dont une tranche de 1,7 milliard de dollars était non prélevée et disponible au 31 décembre 2020. Au 31 décembre 2020, la société détenait un solde de trésorerie de 254 millions de dollars. Se reporter à la rubrique « Gestion de la dette » ci-après pour plus de précisions. Se reporter aux notes 23 et 25 afférentes aux états financiers consolidés pour plus de précisions sur les facilités de crédit.

FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

Les variations importantes survenues aux états des flux de trésorerie entre les exercices clos les 31 décembre 2020 et 2019 comprennent :

en millions de dollars canadiens	2020	2019	Variation
Trésorerie et équivalents de trésorerie et liquidités soumises à restrictions à l’ouverture de
la période	274 $	372 $	(98) $
Liés à ce qui suit :
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant les variations du fonds de roulement	1 420	1 598	(178)
Variations du fonds de roulement	217	(73)	290
Activités d’exploitation	1 637	1 525	112
Activités d’investissement	(1 224)	(1 617)	393
Activités de financement	(372)	14	(386)
Incidence des taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	(61)	(20)	(41)
Trésorerie, équivalents de trésorerie, liquidités soumises à restrictions et trésorerie incluse
dans les actifs détenus en vue de la vente à la clôture de la période	254 $	274 $	(20) $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation ont augmenté de 112 millions de dollars pour s’établir à 1 637 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, comparativement à 1 525 millions de dollars en 2019.

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation avant la variation du fonds de roulement ont diminué de 178 millions de dollars en 2020. Cette diminution est attribuable essentiellement à l’incidence de la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020, à la diminution du bénéfice de NSPI, et à la hausse des recouvrements déficitaires sur des coûts liés à une clause à Tampa Electric.

Les variations du fonds de roulement ont entraîné une augmentation de 290 millions de dollars des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation. L’augmentation est attribuable aux changements favorables apportés à la position de la garantie en trésorerie sur les instruments dérivés à NSPI, à la diminution des investissements dans les stocks de combustible à NSPI et à la réception d’un remboursement, en 2020, d’impôts sur les bénéfices de 2019 par NSPI. Cette augmentation a été partiellement contrebalancée par le calendrier des paiements des créditeurs à Tampa Electric et à NMGC.

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités d’investissement ont diminué de 393 millions de dollars, s’établissant à 1 224 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, en comparaison de 1 617 millions de dollars en 2019. En 2020, Emera a reçu un produit de 1,4 milliard de dollars de la vente d’Emera Maine, en comparaison d’un produit de 875 millions de dollars tiré de cessions en 2019, principalement de la vente des centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre et de la centrale Bayside. Cette hausse du produit a été partiellement contrebalancée par une hausse des dépenses en immobilisations en 2020.

Les dépenses en immobilisations, y compris la PFUPC, se sont élevées à 2 668 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, contre 2 516 millions de dollars pour la période correspondante de 2019. Les dépenses en immobilisations par secteur pour 2020 se détaillent comme suit :

1 415 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité de la Floride (1 414 millions de dollars en 2019);
342 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité canadiens (389 millions de dollars en 2019);
149 millions de dollars pour le secteur Autres services publics d’électricité (200 millions de dollars en 2019);
758 millions de dollars pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure (450 millions de dollars en 2019);
4 millions de dollars pour le secteur Autres (63 millions de dollars en 2019).

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement ont augmenté de 386 millions de dollars, s’établissant à 372 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, en comparaison de flux de trésorerie nets provenant des activités de financement de 14 millions de dollars en 2019. Cette augmentation est attribuable au produit des facilités de crédit renouvelables d’Emera en 2019, au remboursement net de la dette à TECO Finance, à la hausse des remboursements nets des facilités de crédit engagées d’Emera et à la baisse du produit tiré de l’émission de titres de créance à long terme à NSPI. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par un remboursement de titres de créance à long terme de la société en 2019, par le produit de la dette à court terme à Tampa Electric et à PGS, par la diminution des remboursements nets des facilités de crédit engagées de NSPI et par le remboursement de titres de créance à long terme de NSPI en 2019.

FONDS DE ROULEMENT

Au 31 décembre 2020, la trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Emera se chiffraient à 220 millions de dollars (222 millions de dollars en 2019) et l’investissement d’Emera dans son fonds de roulement hors trésorerie s’établissait à 266 millions de dollars (566 millions de dollars en 2019). Sur le montant de la trésorerie et des équivalents de trésorerie détenu au 31 décembre 2020, une tranche de 197 millions de dollars était détenue par les filiales étrangères d’Emera (208 millions de dollars en 2019). Une partie de ce montant a été investie dans des pays qui exercent un certain contrôle des changes et exigent l’obtention d’autorisations et l’application de procédures pour le rapatriement de fonds. Les fonds sont disponibles pour le financement d’activités locales et de besoins locaux en capital, à moins d’un rapatriement.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Au 31 décembre 2020, les engagements contractuels pour chacun des cinq prochains exercices et le total des engagements par la suite se composaient de ce qui suit :

en millions de dollars canadiens	2021	2022	2023	2024	2025	Par la suite	Total
Capital de la dette à long terme	1 382 $	407 $	809 $	820 $	226 $	10 182 $	13 826 $
Obligations liées au paiement des
intérêts1)	585	552	531	516	497	6 364	9 045
Achat d’électricité2)	231	218	216	218	224	2 242	3 349
Transport3)	518	393	339	306	282	2 704	4 542
Obligations au titre des prestations de
retraite et des avantages postérieurs
au départ à la retraite4)	30	37	31	32	31	184	345
Projets d’investissement	394	98	76	–	–	–	568
Approvisionnement en combustible et
en gaz naturel et stockage	494	91	6	1	–	–	592
Obligations liées à la mise hors service
d’immobilisations	21	2	2	7	2	391	425
Ententes de service à long terme5)	43	41	36	33	34	92	279
Engagements au titre des placements
dans des sociétés satellites6)	–	240	–	–	–	–	240
Contrats de location et autres7)	16	17	16	15	8	118	190
Gestion axée sur la demande	40	45	–	–	–	–	85
Créances à longterme	5	5	5	–	–	–	15
	3 759 $	2 146 $	2 067 $	1 948 $	1 304 $	22 277 $	33 501 $

1) Les paiements d’intérêts futurs sont calculés d’après l’hypothèse selon laquelle aucune dette ne sera remboursée avant l’échéance. En ce qui concerne les titres d’emprunt assortis de taux variables, l’intérêt est calculé pour toutes les périodes futures selon les taux en vigueur au 31 décembre 2020, y compris tout paiement exigé prévu aux termes de swaps connexes.
2) Exigence annuelle d’acheter de la production d’électricité provenant de PEI ou d’autres services publics sur une durée de contrat variable.
3) Engagements d’achat visant le transport de combustibles et une capacité de transport sur les différents gazoducs. Comprend un engagement de 149 millions de dollars relativement à un contrat de transport de gaz entre PGS et SeaCoast jusqu’en 2040.
4) L’obligation contractuelle estimée est calculée comme étant les cotisations actuelles exigées par la loi aux régimes enregistrés de retraite par capitalisation (à l’exclusion de la possibilité de liquidation), majorées des coûts estimés d’autres cumuls de prestations contractés en vertu de la convention collective de NSPI et des paiements de prestations estimés liés à d’autres régimes d’avantages sociaux non capitalisés.
5) Maintenance de certains équipements de production d’électricité, services liés à une centrale électrique et ententes d’exploitation portant sur des éoliennes, gestion en sous-traitance du matériel informatique et des infrastructures de communications de la société et gestion de la végétation.
6) Emera s’est engagée à fournir un apport en capital dans Labrador Island Link Limited Partnership.
7) Comprend des contrats de location-exploitation visant des bâtiments, des terrains, des services de télécommunications et des wagons de train, des droits de transport et des engagements au titre des investissements.

Le 17 mars 2020, Nalcor a annoncé qu’elle avait interrompu les activités de construction sur le site de Muskrat Falls en réponse à la pandémie de COVID-19. En raison des effets de la COVID-19 sur la réalisation du projet, Nalcor a déclaré un cas de force majeure en vertu de plusieurs contrats de projet, ce qui comprend un avis officiel à NSPML. Nalcor a produit de l’électricité sur la première des quatre génératrices de Muskrat Falls le 22 septembre 2020 et continue de travailler en vue d’achever la mise en service du projet en 2021.

NSPML prévoit déposer une évaluation des coûts finale auprès de la Régie lors du début de la livraison du bloc énergétique de la Nouvelle-Écosse à partir de Muskrat Falls, qui devrait avoir lieu en 2021. Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé l’évaluation des coûts provisoire de NSPML pour 2021 en vue du recouvrement auprès de NSPI des coûts du lien maritime d’environ 172 millions de dollars, assujettis à une retenue de 10 millions de dollars dans des conditions semblables à celles précédemment approuvées par la Régie et d’un report potentiel à long terme de frais d’amortissement de 23 millions de dollars, en fonction du moment où débutera la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse.

NSPI doit, en vertu d’une obligation contractuelle, payer des redevances à NSPML sur une période d’environ 38 ans pour l’utilisation du lien maritime depuis sa mise en service, soit le 15 janvier 2018. Dans le cadre du plan de stabilité tarifaire du combustible de NSPI pour 2020–2022, les tarifs ont été fixés de manière à inclure les 145 millions de dollars approuvés pour 2020 et des montants de 164 millions de dollars et de 162 millions de dollars pour 2021 et 2022, respectivement. Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé la cotisation provisoire au titre des coûts pour 2021 d’environ 172 millions de dollars. Toute différence entre les montants inclus dans le plan de stabilité tarifaire du combustible de NSPI et ceux approuvés par la Régie par l’entremise de la demande d’évaluation intermédiaire de NSPML sera traitée au moyen du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible. Le calendrier et les sommes payables à NSPML pour le reste de la période de cet engagement de 38 ans sont tributaires de dépôts réglementaires auprès de la Régie.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Une fois que Muskrat Falls et LIL auront atteint leur pleine puissance, les ententes commerciales entre Emera et Nalcor nécessiteront des ajustements d’égalisation pour finaliser les obligations d’investissement respectives des parties relatives au lien maritime et à LIL.

Emera s’est engagée à obtenir certains droits de transport pour Nalcor Energy, sur demande, afin de lui permettre de transporter de l’énergie qui n’est pas autrement utilisée à Terre-Neuve ou en Nouvelle-Écosse. Cette énergie pourrait être transportée de la Nouvelle-Écosse vers les marchés de l’énergie de la Nouvelle-Angleterre à partir de la première énergie commerciale de la centrale hydroélectrique de Muskrat Falls et des actifs de transport connexes lorsque Nalcor commencera la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse, et ce, pendant 50 ans. Au fur et à mesure que les droits de transport sont contractés, les obligations sont ajoutées dans la rubrique « Contrats de location et autres » dans le tableau ci-dessus.

DÉPENSES EN IMMOBILISATIONS CONSOLIDÉES BRUTES PRÉVUES

Pour 2021, les dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues s’établissent comme suit :

	Services	Services	Autres	Services
	publics	publics	services	publics de
	d’électricité	d’électricité	publics	gaz naturel et
en millions de dollars canadiens	de la Floride	canadiens	d’électricité	infrastructure	Autres	Total
Production d’électricité	617 $	150 $	55 $	– $	– $	822 $
Nouvelle production d’énergie renouvelable	176	–	96	–	–	272
Transport	73	60	2	–	–	135
Distribution	448	100	44	–	–	592
Transport et distribution de gaz naturel	–	–	–	509	–	509
Installations,matériel,véhicules et autres	152	60	16	36	2	266
	1 466 $	370 $	213 $	545 $	2 $	2 596 $

GESTION DE LA DETTE

Outre les fonds provenant des activités d’exploitation, Emera et ses filiales se sont vu consentir des lignes de crédit consortial renouvelables engagées, libellées en dollars canadiens ou en dollars américains, d’un total global d’environ 3,7 milliards de dollars, tel qu’il est indiqué dans le tableau ci-dessous.

qu’il est indiqué dans le tableau ci-dessous.
		Facilités		Portion non
		de crédit	Portion	prélevée et
en millions de dollars	Échéances	renouvelables	prélevée	disponible
Emera – Facilité de crédit renouvelable engagée non garantie	Juin 2024	900 $	286 $	614 $
TEC – en dollars américains – Facilité de crédit renouvelable engagée
non garantie1)	Mars 2023	800	346	454
NSPI – Facilité de crédit renouvelable engagée non garantie	Octobre 2024	600	300	300
Emera – Facilité non renouvelable non garantie	Décembre 2021	400	400	–
TECO Finance – en dollars américains – Facilité de crédit renouvelable
engagée non garantie	Mars 2023	400	161	239
TEC – en dollars américains – Facilité non renouvelable non garantie1)	Février 2021	300	300	–
TEC – en dollars américains – Facilité d’emprunt garantie par
les débiteurs1)	Mars 2021	150	130	20
NMGC – en dollars américains – Facilité de crédit renouvelable engagée
non garantie	Mars 2023	125	19	106
Autre – en dollars américains – Facilités de crédit renouvelables
engagées nongaranties	Diverses	35	20	15

1) Ces facilités peuvent être utilisées par Tampa Electric et par PGS. Au 31 décembre 2020, Tampa Electric avait prélevé 562 millions de dollars américains sur les facilités et PGS avait prélevé une tranche de 214 millions de dollars américains.

Emera et ses filiales sont assujetties à certaines clauses financières et autres clauses restrictives visant leur dette et leurs facilités de crédit. Les clauses restrictives donnent lieu à des tests réguliers et la société respecte leurs exigences au 31 décembre 2020. La principale clause restrictive touchant Emera est présentée ci-dessous :

	Clause restrictive de		31 décembre
	nature financière	Exigence	2020
Emera
Facilités de crédit consortial	Ratio de la dette sur le capital	Ratio maximal de 0,70 sur 1	0,56:1

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Les récentes activités de financement importantes d’Emera et de ses filiales sont décrites plus en détail ci-dessous, par secteur :

Services publics d’électricité de la Floride

Le 6 février 2020, TEC a conclu une convention de crédit visant une facilité de crédit non renouvelable de 300 millions de dollars américains et arrivant à échéance le 4 février 2021. La convention de crédit prévoit les engagements et garanties, les cas de défaut et les clauses financières et autres clauses d’usage, et les montants prélevés sur la facilité portent intérêt au taux des dépôts interbancaires offert à Londres (« TIOL »), au taux préférentiel ou au taux des fonds fédéraux, majorés d’une marge. Le 29 janvier 2021, TEC a reporté la date d’échéance de l’entente au 29 avril 2021 sans autre modification des modalités.

Le 18 décembre 2020, TEC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire. La modification a reporté la date d’échéance de la facilité de crédit du 22 mars 2022 au 22 mars 2023 et a augmenté le montant de l’engagement des prêteurs de 400 millions de dollars américains à 800 millions de dollars américains. La facilité de crédit porte intérêt sur la base du TIOL, du taux de base de la banque Wells Fargo ou du taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité modifiée comprend maintenant une facilité de lettres de crédit de 80 millions de dollars américains. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Services publics d’électricité canadiens

Le 24 avril 2020, NSPI a émis des billets non garantis à 30 ans d’un montant de 300 millions de dollars. Les billets portent intérêt à un taux de 3,31 pour cent et arrivent à échéance le 25 avril 2050.

Autres services publics d’électricité

Le 20 mai 2020, GBPC a contracté un prêt à terme non renouvelable de 22 millions de dollars américains, dont la date d’échéance est le 20 mai 2025. Le prêt porte intérêt au TIOL à 90 jours majoré d’une marge. Le 22 mai 2020, le produit de ce prêt a servi à rembourser des billets de premier rang de 22 millions de dollars américains qui étaient arrivés à échéance.

Le 20 mai 2020, GBPC a contracté un prêt à terme non renouvelable de 15 millions de dollars des Bahamas (15 millions de dollars américains), dont la date d’échéance est le 20 mai 2025. Le prêt porte intérêt au taux de 4,00 pour cent.

Au 31 décembre 2020, BLPC avait prélevé un montant de 77 millions de dollars de la Barbade (38 millions de dollars américains) sur un prêt à terme non renouvelable de 110 millions de dollars de la Barbade (55 millions de dollars américains). Le prêt porte intérêt au taux de 2,05 pour cent et sa durée est de 5 ans.

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le 5 février 2021, NMGC a réalisé une émission de billets de premier rang de 220 millions de dollars américains. L’émission comprenait des billets de premier rang de 70 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 2,26 pour cent et arrivant à échéance le 5 février 2031, des billets de premier rang de 65 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 2,51 pour cent et arrivant à échéance le 5 février 2036 et des billets de premier rang de 85 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 3,34 pour cent et arrivant à échéance le 5 février 2051. Le produit de cette émission a servi à rembourser un billet de 200 millions de dollars américains arrivant à échéance en 2021 et à financer les frais généraux de la société. Ces billets étaient inclus dans la dette à long terme au 31 décembre 2020.

Le 18 décembre 2020, NMGC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire de 125 millions de dollars américains. La modification a eu pour effet de reporter la date d’échéance de la facilité de crédit, la faisant passer du 22 mars 2022 au 22 mars 2023. La facilité de crédit porte intérêt en fonction du TIOL, du taux préférentiel de la banque JP Morgan Chase ou du taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité modifiée comprend maintenant une lettre de crédit de 30 millions de dollars américains. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Autres

Le 28 février 2020, TECO Finance a reporté la date d’échéance de sa facilité de crédit de 500 millions de dollars américains, la faisant passer du 5 mars 2020 au 3 juillet 2020. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente. Le 3 avril 2020, TECO Finance a remboursé 200 millions de dollars américains du prêt à terme au moyen de fonds provenant de la vente d’Emera Maine et la tranche restante de 300 millions de dollars américains a été remboursée le 30 juin 2020.

Le 13 mars 2020, TECO Finance a remboursé un billet de 300 millions de dollars américains qui était arrivé à échéance. Le billet a été remboursé au moyen des facilités de crédit existantes.

Le 1[er] décembre 2020, Emera a reporté la date d’échéance de son prêt à terme non renouvelable de 400 millions de dollars, la faisant passer du 15 décembre 2020 au 16 décembre 2021. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Le 18 décembre 2020, TECO Finance a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire de 400 millions de dollars américains. La modification a eu pour effet de reporter la date d’échéance de la facilité de crédit, la faisant passer du 22 mars 2022 au 22 mars 2023. La facilité de crédit porte intérêt en fonction du TIOL, du taux préférentiel de la banque JP Morgan Chase ou du taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité comprend maintenant une lettre de crédit de 50 millions de dollars américains. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

COTES DE CRÉDIT

Emera et ses filiales se sont vu attribuer les cotes d’emprunt de premier rang non garanti suivantes :

	Fitch	S&P	Moody’s	DBRS
Emera Inc.	BBB(stable)	BBB-(stable)	Baa3(stable)	s.o.
TECO Energy/TECO Finance	s.o.	BBB-(stable)	Baa1(positive)	s.o.
TEC	A(stable)	BBB+(stable)	A3(positive)	s.o.
NMGC	BBB+(stable)	s.o.	s.o.	s.o.
NSPI	s.o.	BBB+(stable)	s.o.	A(faible) (stable)

Le 21 décembre 2020, Moody’s Investor Services a rehaussé la cote de crédit bancaire attribuée aux billets de premier rang non assortis d’une sûreté de TECO Energy pour la faire passer de Baa1 à Baa2. Moody’s a également confirmé la cote A3 attribuée aux billets de premier rang non assortis d’une sûreté de TEC. La perspective dont sont assorties ces cotes demeure positive.

Le 8 juillet 2020, Fitch Ratings a attribué pour la première fois à NMGC une cote de défaut de l’émetteur à long terme de BBB+. Cette cote est assortie d’une perspective stable.

Le 24 mars 2020, S&P a modifié la note attribuée aux émetteurs Emera et TECO, la faisant passer de BBB+ à BBB et, parallèlement, a modifié les perspectives de ces deux émetteurs, les faisant passer de négatives à stables. S&P a également confirmé les notes BBB+ attribuées aux émetteurs TEC et NSPI et a modifié les perspectives de ces deux entités, qui sont passées de négatives à stables.

CAPITAL-ACTIONS

Emera

Au 31 décembre 2020, il y avait 251,43 millions d’actions ordinaires d’Emera émises et en circulation (242,48 millions en 2019). Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, cette dernière a émis 8,95 millions d’actions ordinaires (8,36 millions en 2019), pour un produit net de 489 millions de dollars (400 millions de dollars en 2019).

Au 31 décembre 2020, il y avait 41 millions d’actions privilégiées d’Emera émises et en circulation (41 millions en 2019).

CAPITALISATION DES RÉGIMES DE RETRAITE

Aux fins de capitalisation, Emera établit les cotisations requises à ses principaux régimes de retraite à prestations déterminées en fonction d’une valeur de l’actif lissée. Cette méthode réduit la volatilité relative à l’exigence de financement en numéraire, étant donné que l’incidence des gains et des pertes de placement est constatée sur une période de trois ans. Le montant en numéraire requis en 2021 aux fins des régimes de retraite à prestations déterminées devrait s’établir à quelque 41 millions de dollars (montant de 41 millions de dollars en 2020). Toutes les cotisations aux régimes de retraite sont déductibles d’impôt et seront financées à l’aide des flux de trésorerie d’exploitation.

Les régimes de retraite à prestations déterminées d’Emera recourent à une méthode stratégique à long terme à l’égard de la répartition des actifs, du rendement réel et du risque. L’objectif sous-jacent consiste à obtenir un rendement approprié, compte tenu du but de la société de préserver le capital par le maintien d’un niveau de risque acceptable pour les placements du fonds de retraite.

Afin d’assurer la répartition à long terme globale des actifs de retraite, ceux-ci sont gérés par des gestionnaires de placement externes, selon la politique de placement et le cadre de gouvernance du régime de retraite. La répartition d’actifs comprend des placements dans des actions canadiennes et des actions mondiales, des obligations canadiennes et mondiales et des placements à court terme. Emera passe régulièrement en revue le rendement des gestionnaires de placement et rajuste la composition des actifs des régimes de retraite au besoin, selon la politique de placement de ceux-ci.

Les cotisations projetées d’Emera aux régimes de retraite à prestations déterminées sont de 44 millions de dollars en 2021 (45 millions de dollars en 2020).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

RÉSUMÉ DES RÉGIMES DE RETRAITE À PRESTATIONS DÉTERMINÉES

en millions de dollars canadiens
Régimespar région	TECO Energy	NSPI	Maine1)	Caraïbes	Total
Actifs au 31 décembre 2020	1 150 $	1 445 $	– $	10 $	2 605 $
Obligation comptable au 31 décembre 2020	1 168	1 576	–	15	2 759
Charge comptable au cours de l’exercice 2020	19 $	7 $	1 $	1 $	28 $

1) Emera a conclu la vente d’Emera Maine le 24 mars 2020.

INSTRUMENTS HORS BILAN

DÉSENDETTEMENT

Depuis la privatisation en 1992, NSPI est responsable d’un portefeuille de titres de désendettement, qui permet d’assurer les versements de capital et d’intérêt des titres liés à la dette remboursée, laquelle totalisait 582 millions de dollars au 31 décembre 2020 (740 millions de dollars en 2019). Les titres sont détenus en fiducie pour le compte d’une société d’État de la Nouvelle-Écosse. Environ 78 pour cent du portefeuille consiste en des placements dans la dette connexe, ce qui élimine tous les risques liés à cette tranche du portefeuille. Pour ce qui est des placements constituant le reste du portefeuille, il s’agit de placements dont la valeur de marché est supérieure à la dette connexe, réduisant ainsi les risques futurs liés à cette tranche du portefeuille.

GARANTIES ET LETTRES DE CRÉDIT

Emera affiche des garanties et lettres de crédit en circulation pour le compte de tiers. Les garanties et lettres de crédit importantes suivantes ne figurent pas aux bilans consolidés au 31 décembre 2020 :

TECO Energy a émis une garantie en lien avec l’exécution des obligations de SeaCoast aux termes d’une entente antérieure de transport du gaz. La garantie prévoit le paiement d’un montant maximal éventuel de 45 millions de dollars américains si SeaCoast manquait à ses obligations de paiement ou autres en vertu de l’entente. La garantie viendra à échéance cinq ans après la date de fin de l’entente antérieure de transport du gaz, elle-même fixée au 1[er] janvier 2022. Si les cotes d’emprunt à long terme de premier rang non garanti de TECO Energy et d’Emera étaient abaissées sous le niveau de la catégorie investissement par Moody’s ou S&P, TECO Energy serait tenue de fournir à sa contrepartie une lettre de crédit ou d’effectuer un versement en trésorerie de 27 millions de dollars américains.

Emera Inc. a émis une garantie pouvant atteindre 35 millions de dollars américains relativement à des billets en circulation de GBPC. Cette garantie expirera en mai 2023.

NSPI a émis des garanties d’un montant de 18 millions de dollars américains au nom de sa filiale, NS Power Energy Marketing Incorporated (« NSPEMI »), afin de garantir les obligations découlant de contrats d’achat conclus avec des fournisseurs tiers. Les garanties ont des durées variables et seront renouvelées au besoin.

La société détient des lettres de crédit et de cautionnement d’un montant de 55 millions de dollars américains (82 millions de dollars américains au 31 décembre 2019) de tiers qui ont accordé un crédit à Emera et à ses filiales. Ces lettres de crédit et de cautionnement ont habituellement une durée de un an et elles sont renouvelées chaque année, au besoin.

Emera Inc. détient, au nom de NSPI, une lettre de crédit visant à garantir ses obligations aux termes d’un régime de retraite complémentaire. La date d’échéance de cette lettre de crédit a été reportée à juin 2021. Au 31 décembre 2020, le montant engagé s’élevait à 63 millions de dollars (52 millions de dollars au 31 décembre 2019).

RATIO DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES

Emera a fourni des prévisions de croissance annuelle des dividendes de 4 à 5 pour cent jusqu’en 2022. La société vise un ratio de versement des dividendes à long terme de 70 à 75 pour cent et, bien que le ratio de distribution soit susceptible de dépasser cette cible au cours de la période de prévision et au-delà, il est prévu qu’il reviendra à cette fourchette avec le temps. Le dividende sur les actions ordinaires d’Emera Incorporated s’est élevé à 2,4750 $ par action ordinaire en 2020 (0,6125 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,6375 $ au quatrième trimestre) et à 2,3750 $ par action ordinaire pour l’exercice 2019 (0,5875 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,6125 $ au quatrième trimestre), ce qui représente un ratio de distribution de 91 pour cent du bénéfice net ajusté pour 2020 et de 91 pour cent du bénéfice net ajusté pour 2019.

Le 16 septembre 2020, le conseil d’administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, le faisant passer de 2,45 $ à 2,55 $. Le premier versement des dividendes trimestriel au taux augmenté a été effectué le 16 novembre 2020.

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RAPPORT DE GESTION

TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Dans le cours normal des activités, Emera fournit de l’énergie, des services liés à la construction et d’autres services, et conclut des transactions avec ses filiales, ses sociétés apparentées et d’autres sociétés liées selon des modalités conformes à celles offertes aux parties non liées. Les soldes et les transactions intersociétés ont été éliminés à la consolidation, sauf le résultat net au titre de certaines transactions entre les entités à tarifs non réglementés et à tarifs réglementés conformément aux normes comptables pour les entités à tarifs réglementés. Tous les montants significatifs ont été calculés selon les modalités de crédit et d’intérêt habituelles.

Les transactions importantes conclues entre Emera et ses sociétés liées sont les suivantes :

Les transactions entre NSPI et NSPML se rapportant à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime sont comptabilisées dans les états des résultats consolidés. Les charges de NSPI sont comptabilisées au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité », et totalisent 139 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (107 millions de dollars en 2019). NSPML est comptabilisée à titre de placement dans des sociétés satellites et, par conséquent, le bénéfice correspondant lié aux produits qui en découlent est présenté dans la quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites.

Se reporter aux rubriques « Services publics d’électricité canadiens — ENL » sous « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et « Obligations contractuelles » pour plus de précisions.

Les achats liés à la capacité de transport du gaz naturel de M&NP sont comptabilisés dans les états des résultats consolidés. Les achats provenant de M&NP, dont le montant net est comptabilisé dans les produits d’exploitation non réglementés, se sont établis à 18 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (63 millions de dollars en 2019).

Au 31 décembre 2020 et au 31 décembre 2019, aucun montant important à recevoir ou à payer entre Emera et ses entreprises associées n’était comptabilisé dans les bilans consolidés d’Emera.

RISQUE D’ENTREPRISE ET GESTION DU RISQUE

Emera dispose d’un processus de gestion des risques à l’échelle de l’entreprise, sous la surveillance du comité de gestion des risques et la supervision du conseil d’administration, permettant d’assurer leur gestion uniforme et cohérente. Le comité de gestion des risques de la direction surveille certaines activités de gestion des risques auxquels est exposée Emera afin de veiller à ce que de tels risques soient évalués, surveillés et soumis à des contrôles appropriés et, dans le cas de certains risques de crédit, contrôlés adéquatement dans les limites de tolérance aux risques préétablies selon les politiques approuvées.

Les activités de gestion des risques financiers de la société accordent une importance particulière aux secteurs exerçant le plus d’influence sur la rentabilité, la qualité et la constance des bénéfices et les flux de trésorerie. La gestion du risque à Emera s’étend aux principaux risques opérationnels, notamment ceux qui sont liés à la sécurité et à l’environnement, des valeurs fondamentales pour Emera. Dans la présente rubrique, Emera décrit les risques principaux qui, de l’avis de la direction, pourraient avoir une incidence importante sur ses activités, ses produits, son bénéfice d’exploitation, son bénéfice net, ses actifs nets, sa situation de trésorerie ou ses sources de financement. Étant donné la nature même du risque, aucune liste ne peut être exhaustive et d’autres risques peuvent surgir, ou des risques n’étant pas actuellement jugés importants peuvent le devenir ultérieurement.

RISQUE LIÉ À LA RÉGLEMENTATION ET RISQUE POLITIQUE

Les filiales à tarifs réglementés de la société et certains placements assujettis à une influence notable sont assujettis au risque concernant le recouvrement des coûts et des investissements. Le risque lié à la réglementation et le risque politique peuvent inclure des modifications aux cadres réglementaires et aux politiques gouvernementales ainsi que des décisions prises par des organismes de réglementation.

En tant qu’entreprises de services publics réglementées axées sur le coût du service ayant une obligation de servir leur clientèle, les entreprises de services publics d’Emera exercent leurs activités en vertu de cadres réglementaires officiels et doivent obtenir, auprès de leurs organismes de réglementation respectifs, une approbation réglementaire afin de modifier les tarifs et/ou les clauses, ou d’en ajouter. Elles peuvent recouvrer leurs coûts et leurs investissements une fois que l’organisme de réglementation pertinent a approuvé leur recouvrement au moyen d’un ajustement des tarifs et/ou des clauses, ce qui nécessite normalement un processus d’audiences publiques ou peut être imposé par d’autres organismes gouvernementaux. Emera détient également des placements dans sociétés satellites qui sont exposées au risque lié à la réglementation et au risque politique, dont NSPML, LIL, M&NP et Lucelec. Les redevances de Brunswick Pipeline, à titre de pipeline du groupe II réglementé, sont régies par l’ONE en fonction des plaintes, par opposition au processus d’approbation réglementaire décrit ci-dessus. En l’absence de plainte, la RCE n’effectue pas, en temps normal, d’examen détaillé des redevances de Brunswick Pipeline, qui font l’objet d’une entente de services ferme venant à échéance en 2034 avec Repsol Energy Canada (« REC »). L’entente prévoit des hausses de redevances prédéterminées après son cinquième et son quinzième anniversaires.

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RAPPORT DE GESTION

Le cadre commercial et réglementaire régissant les activités d’Emera et de ses filiales peut être touché par des changements au sein du gouvernement et par une modification des politiques gouvernementales. Cela comprend des initiatives concernant la déréglementation ou la restructuration du secteur de l’énergie. La déréglementation ou la restructuration du secteur de l’énergie pourrait accroître la concurrence et engendrer des coûts non recouvrés qui pourraient nuire aux activités d’exploitation, au bénéfice net et aux flux de trésorerie. Récemment, par des politiques étatiques et locales dans certains territoires aux États-Unis, on a cherché à empêcher ou à réduire la capacité des services publics à offrir aux clients l’option du gaz naturel. Des modifications aux lois et aux règlements locaux ou d’État applicables pourraient avoir un effet négatif sur PGS et NMGC.

Les filiales à tarifs réglementés d’Emera sont assujetties à des processus réglementaires. Au cours des audiences publiques, des consultants et des représentants de la clientèle examinent minutieusement les coûts, les mesures et les plans de ces entreprises à tarifs réglementés, et leurs organismes de réglementation respectifs décident s’ils autorisent le recouvrement et l’ajustement des tarifs, compte tenu des éléments de preuve présentés et de tout élément de preuve contradictoire présenté par les autres parties. Dans certains cas, d’autres organismes gouvernementaux peuvent avoir une influence sur l’établissement des tarifs. Les filiales gèrent ce risque lié à la réglementation par la communication transparente de renseignements à l’organisme de réglementation, la consultation continue des parties intéressées et des gouvernements ainsi que des discussions multipartites portant sur des aspects tels que les activités de services publics, les audits liés à la réglementation, le dépôt des demandes de hausse tarifaire et les plans d’investissement. Les filiales font preuve de collaboration en matière de réglementation en organisant des conférences techniques et en procédant, au besoin, à des règlements négociés.

RISQUE LIÉ AUX CHANGEMENTS CLIMATIQUES MONDIAUX

La société est soumise à des risques qui pourraient découler des effets du changement climatique. De plus en plus, l’opinion publique se préoccupe du changement climatique et est favorable à la réduction des émissions de carbone. Les villes, les États et les gouvernements provinciaux et fédéral ont établi des politiques et adopté des lois et des règlements pour faire face aux effets du changement climatique de diverses manières, notamment par des initiatives de décarbonisation ainsi que par la promotion d’une énergie plus propre et la production d’électricité à partir d’énergie renouvelable. Se reporter à la rubrique « Modifications apportées aux lois environnementales » ci-après. Les compagnies d’assurance ont commencé à limiter leur exposition à la production d’électricité au charbon et évaluent les effets à moyen et long terme du changement climatique, ce qui signifie que les assureurs pourraient être moins nombreux, la couverture, plus restrictive et les primes, plus élevées. Se reporter à la rubrique « Marchés » ci-dessous et à la rubrique « Risques non garantis ».

Le changement climatique peut accroître la fréquence et l’intensité des événements météorologiques et leurs effets, tels que les tempêtes, les tempêtes de verglas, les ouragans, les cyclones, les fortes pluies, les vents extrêmes, les feux de forêt, les inondations et les ondes de tempête. Les répercussions potentielles des changements climatiques, comme l’élévation du niveau de la mer et les grandes ondes de tempête causées par des ouragans plus intenses, peuvent se combiner pour causer des dommages encore plus importants aux installations de production et aux autres installations situées sur les côtes. Les changements climatiques se caractérisent également par l’augmentation des températures mondiales. Ces hausses pourraient entraîner une augmentation de la fréquence et de la gravité des feux de forêt, y compris dans les zones de services de la société situées dans le sud des États-Unis. Se reporter aux rubriques « Risque lié aux conditions météorologiques » et « Risque lié à l’exploitation et à l’entretien des systèmes ».

La société a réalisé d’importants investissements visant à faciliter l’utilisation de sources d’énergie renouvelable et de sources d’énergie qui émettent de plus faibles quantités de carbone, notamment la production d’énergie éolienne, le lien maritime dans les provinces de l’Atlantique et, en Floride, la production d’énergie solaire et la modernisation de la centrale Big Bend. Tampa Electric a pris des mesures importantes pour réduire les émissions globales de ses installations. Tampa Electric prévoit de réduire de 45 pour cent ses émissions de GES par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2023, grâce à ses investissements dans la production à partir de l’énergie solaire et du gaz naturel, qui permettront de réduire la quantité d’électricité produite au charbon. Depuis 2005, NSPI a réduit ses émissions de carbone de 35 pour cent, dépassant ainsi l’objectif de réduction de 30 pour cent fixé pour 2030 dans le cadre de la conférence sur le climat COP 21, et prévoit atteindre une réduction supérieure à 50 pour cent d’ici 2030, soit près du double de l’objectif fixé par le gouvernement du Canada dans le cadre de l’Accord de Paris. NSPI espère se conformer à l’objectif fixé par la province d’au moins 40 pour cent de production d’énergie renouvelable au cours de la période de 2020 à 2022. Le gouvernement de la Nouvelle-Écosse et le gouvernement du Canada ont tous deux présenté des projets de loi ou promulgué des mesures législatives comprenant des objectifs de zéro émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050. NSPI continue de travailler avec les gouvernements provinciaux et fédéral sur les mesures à prendre pour atteindre leurs objectifs de réduction des émissions de carbone. Au sein des services publics de gaz naturel d’Emera, des efforts sont déployés en permanence pour réduire les émissions de méthane et de carbone en remplaçant les infrastructures vieillissantes, en améliorant l’efficacité de l’exploitation, en optimisant la chaîne opérationnelle et la chaîne d’approvisionnement et en soutenant les initiatives de politique publique visant à lutter contre les effets du changement climatique.

Le plan d’investissement en immobilisations à long terme de la société comprend d’importants investissements dans l’ensemble du portefeuille dans la production d’énergie renouvelable et plus propre, la modernisation des infrastructures, le renforcement du réseau afin de le rendre plus résistant aux tempêtes, le stockage d’énergie et les technologies axées sur les besoins des clients. Toutes ces initiatives contribuent à atténuer les effets potentiels du changement climatique. La société continue à dialoguer avec les gouvernements, les organismes de réglementation, les partenaires industriels et les parties prenantes pour partager des renseignements et participer à l’élaboration de politiques et d’initiatives liées au changement climatique.

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RAPPORT DE GESTION

Effets physiques

La société est soumise à des risques physiques qui découlent, ou pourraient découler, des changements climatiques mondiaux, notamment les dommages causés aux actifs d’exploitation par des événements météorologiques plus fréquents et plus intenses et par des feux de forêt résultant du réchauffement des températures de l’air et de l’augmentation des conditions de sécheresse. La quasi-totalité des actifs de production d’énergie à partir de combustibles fossiles de la société sont situés à proximité de sites côtiers et, à ce titre, sont exposés aux effets distincts et combinés de l’élévation du niveau de la mer et de l’intensification des tempêtes, notamment les ondes de tempête et les inondations. Se reporter à la rubrique « Risque lié aux conditions météorologiques » pour plus de précisions.

Ces risques sont atténués dans une certaine mesure, par exemple, en aménageant des murs d’endiguement à certaines usines ou en érigeant des usines sur des terrains plus élevés. Les investissements prévus pour enfouir sous terre des portions de l’infrastructure électrique contribuent à atténuer les risques, tout comme la couverture d’assurance (des actifs autres que les actifs de transport et de distribution d’électricité). En outre, la mise en place de mécanismes de réglementation pour le recouvrement des coûts, comme les fonds de réserve en cas de tempête et les comptes de report réglementaires, contribue à faciliter le recouvrement dans le temps des coûts de restauration liés aux dommages causés par les tempêtes.

Réputation

L’incapacité à traiter les questions liées au changement climatique pourrait nuire à la réputation d’Emera auprès des parties prenantes, à sa capacité d’exploiter ses activités et de croître, ainsi qu’à l’accès de la société aux capitaux et à leur coût. Se reporter à la rubrique « Risque de liquidité et risque lié aux marchés financiers ». La société s’efforce d’atténuer ces risques en partie en délaissant la production d’électricité à forte teneur en carbone au profit de la production d’électricité à faible teneur en carbone et de la production d’électricité renouvelable sans émission.

Marchés

L’évolution des coûts liés au carbone, les changements de politique et de réglementation et l’évolution des facteurs de l’offre et de la demande pourraient entraîner une hausse des prix ou une raréfaction des produits et des services nécessaires aux activités de la société. Ces évolutions pourraient entraîner des pénuries d’approvisionnement, des retards de livraison ainsi que la nécessité de recourir à d’autres produits et services. La société s’efforce d’atténuer ces risques en surveillant de près ces évolutions et en adaptant les stratégies liées à la chaîne d’approvisionnement.

Compte tenu des préoccupations concernant la production émettrice de carbone, il pourrait devenir difficile (ou non rentable) d’assurer ces actifs et ces entreprises sur les marchés commerciaux de l’assurance. À court terme, cette situation pourrait être atténuée en investissant davantage dans des mesures d’atténuation techniques ou dans des méthodes alternatives de financement des risques (comme l’autoassurance capitalisée ou les structures réglementaires, y compris les fonds de réserve en cas de tempête). À plus long terme, il est possible d’atténuer les risques en décidant judicieusement de l’emplacement des infrastructures et en mettant en place des mesures d’atténuation techniques supplémentaires. Ces risques peuvent également être atténués par une transition continue des sources de production à forte émission de carbone vers des sources à faible ou à zéro émission de carbone.

Politiques

Des initiatives gouvernementales et réglementaires, notamment des normes imposées relativement aux émissions de gaz à effet de serre, aux émissions atmosphériques et à la composition des sources de production, sont proposées et adoptées dans de nombreux territoires en réponse aux préoccupations concernant les effets du changement climatique. Dans certains territoires, la politique gouvernementale a prévu des délais pour la fermeture obligatoire des installations de production de charbon, la tarification du carbone, les limites d’émissions et les mécanismes de plafonnement et d’échange. À moyen et à long terme, cela pourrait entraîner l’assujettissement d’une partie importante des infrastructures d’hydrocarbures à une réglementation et à des limites supplémentaires relativement aux émissions de gaz à effet de serre et aux activités d’exploitation.

La société s’engage à se conformer à toutes les exigences législatives et réglementaires liées au climat et à l’environnement. De telles initiatives législatives et réglementaires pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités et le rendement financier d’Emera. Se reporter aux rubriques « Risque lié à la réglementation et risque politique » et « Modifications apportées aux lois environnementales ». La société cherche à atténuer ces risques en dialoguant activement avec les gouvernements et les organismes de réglementation afin de poursuivre des stratégies de transition qui répondent aux besoins des clients, des parties prenantes et de la société. NSPI a notamment participé à la négociation d’accords d’équivalence en Nouvelle-Écosse afin d’assurer une transition abordable vers une production d’électricité à plus faible émission de carbone. Les accords d’équivalence permettent à NSPI de se conformer aux règlements fédéraux relatifs aux émissions de gaz à effet de serre en respectant les exigences législatives et réglementaires provinciales, qui sont considérées comme équivalentes.

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RAPPORT DE GESTION

Réglementation

Selon la réponse réglementaire aux lois et règlements gouvernementaux, la société pourrait être exposée au risque de voir son recouvrement au moyen des tarifs réduit relativement aux actifs touchés. De tels dénouements réglementaires pourraient entraîner des pertes de valeur. Parmi les efforts déployés pour atténuer ces risques, on peut citer un dialogue actif avec les décideurs politiques et les organismes de réglementation afin de trouver des mécanismes permettant d’éviter de telles incidences tout en répondant aux objectifs des clients et des parties prenantes.

Questions d’ordre juridique

La société pourrait faire l’objet de poursuites judiciaires ou de mesures réglementaires liées aux dommages environnementaux causés par les émissions de carbone ou les questions de divulgation publique sur le changement climatique. La société aborde ces risques en se conformant à toutes les lois en vigueur, aux stratégies de réduction des émissions et à la divulgation publique des risques liés au changement climatique.

Ressources en eau

Dans le cas des centrales thermiques nécessitant de l’eau de refroidissement, la disponibilité réduite de l’eau résultant du changement climatique pourrait avoir un effet négatif sur les activités ou les coûts d’exploitation. La société s’efforce de réduire et de recycler l’eau comme elle le fait dans sa centrale électrique de Polk en Floride, où les eaux usées récupérées et traitées sont utilisées dans des opérations visant à réduire la dépendance à l’égard des approvisionnements en eau douce dans une région où l’eau n’est pas aussi abondante que dans d’autres marchés.

La société exploite la production hydroélectrique dans certains de ses marchés. Cette production dépend de la disponibilité de l’eau et du profil hydrologique des sources d’eau. Les changements dans les configurations des précipitations et les températures de l’eau et de l’air pourraient avoir un effet négatif sur la disponibilité de l’eau et, par conséquent, sur la quantité d’électricité pouvant être produite par ces installations. La société réinvestit dans l’efficacité de certaines installations de production hydroélectrique pour augmenter la capacité de production et continue à surveiller l’évolution des configurations hydrologiques. Ces questions peuvent également avoir une incidence sur la disponibilité des sources d’énergie hydroélectrique achetées par des tiers.

RISQUE LIÉ AUX CONDITIONS MÉTÉOROLOGIQUES

La société est soumise à des risques qui découlent ou pourraient découler des conditions météorologiques, notamment des variations saisonnières ayant une incidence sur les ventes d’énergie, des événements météorologiques plus fréquents et plus intenses, des changements de température de l’air, des feux de forêt et des conditions météorologiques extrêmes liées au changement climatique. Se reporter à la rubrique « Risque lié aux changements climatiques mondiaux ».

Les fluctuations de la quantité d’électricité ou de gaz naturel utilisée par les clients peuvent varier considérablement en fonction des variations saisonnières des conditions météorologiques et pourraient avoir une incidence sur les activités, les résultats d’exploitation, la situation financière et les flux de trésorerie des services publics de la société. Par exemple, les entreprises de services publics exerçant leurs activités dans le nord-est des États-Unis ou dans le Canada atlantique pourraient connaître une baisse de la demande pendant les mois d’hiver si les températures sont plus élevées que prévu. En outre, les conditions météorologiques extrêmes telles que les ouragans et autres conditions météorologiques graves qui pourraient être associées au changement climatique pourraient rendre ces fluctuations saisonnières plus prononcées. En l’absence d’un mécanisme de recouvrement réglementaire pour les coûts imprévus, de tels événements pourraient avoir une incidence sur les résultats d’exploitation, la situation financière ou les flux de trésorerie de la société.

Les événements météorologiques extrêmes risquent de causer des dommages matériels aux actifs de la société. Les vents violents peuvent avoir une incidence sur les structures et causer des dommages généralisés aux infrastructures de transport et de distribution. L’augmentation de la fréquence et de la gravité des événements météorologiques augmente la probabilité que les pannes d’électricité et les interruptions de l’approvisionnement en combustible s’allongent. L’augmentation de l’intensité des inondations et des ondes de tempête pourrait avoir une incidence défavorable sur l’exploitation des services publics, particulièrement sur les actifs de production.

Chaque entreprise de services publics d’électricité réglementée d’Emera a mis en place un programme visant à rendre ses installations de transport et de distribution plus résistantes aux tempêtes afin de réduire au minimum les dommages, mais rien ne garantit que ces mesures permettront d’atténuer entièrement le risque. Ce risque pour les installations de transport et de distribution n’est généralement pas assuré et, à ce titre, les coûts de remise en état sont généralement recouvrés au moyen de processus réglementaires, soit à l’avance au moyen de réserves ou de fonds d’autoassurance désignés, soit après coup par la constitution d’actifs réglementaires. Le recouvrement n’est pas assuré et fait l’objet d’un examen prudent. Le risque pour les actifs de production est, en partie, atténué par la conception, l’emplacement, la construction et l’entretien de ces installations, par des évaluations régulières des risques, par des mesures d’atténuation techniques, des plans d’intervention d’urgence en cas de tempête et le transfert des risques d’assurance.

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RAPPORT DE GESTION

Le risque de feux de forêt est atténué principalement par l’entremise de programmes de gestion des actifs des activités de transport et de distribution du gaz naturel et de programmes de gestion de la végétation sur les sites des installations de transport et de distribution d’électricité. Si elle est reconnue responsable d’un tel incendie, la société pourrait devoir assumer des coûts et subir des pertes et des dommages, qui ne pourraient pas être recouvrés, en totalité ou en partie, auprès de ses assureurs ou au moyen de démarches juridiques, du recouvrement des coûts par voie réglementaire ou d’autres processus. Si ces coûts n’étaient pas recouvrés par ces moyens, ils pourraient avoir une incidence importante sur les résultats financiers et les activités d’Emera, notamment quant à sa réputation auprès des clients, des autorités réglementaires, des gouvernements et des marchés financiers. Il en résulterait notamment des coûts liés à l’extinction des incendies, à la régénération, à la valeur du bois, à l’augmentation des coûts d’assurance et aux dommages et pertes subis par des tiers.

MODIFICATIONS APPORTÉES AUX LOIS ENVIRONNEMENTALES

Emera est assujettie à la réglementation des autorités fédérales, provinciales, d’États, régionales et locales en ce qui a trait aux questions environnementales, principalement à l’égard de ses activités de services publics. Ce cadre réglementaire comprend notamment les normes législatives imposées relativement aux émissions de GES et aux émissions atmosphériques. Emera est également assujettie à des lois relatives à la gestion des résidus, au rejet des eaux usées et aux habitats aquatiques et terrestres.

En 2019, NSPI a terminé son inscription en vertu du Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse. Ce programme provincial de tarification du carbone respecte le modèle établi par le gouvernement du Canada. Aux États-Unis, en juin 2019, l’Environmental Protection Agency a publié la règle définitive appelée Affordable Clean Energy (Règle de l’énergie propre abordable). Cette règle établit des lignes directrices sur les émissions de GES à l’intention des États pour réglementer des émissions de GES des unités de production d’électricité alimentées au charbon actuelles. Chaque État continue de mettre au point ou d’administrer des initiatives de réduction des GES. Les modifications apportées aux normes relatives aux GES et à celles relatives aux émissions atmosphériques pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités et le rendement financier d’Emera.

Des changements législatifs ou réglementaires pourraient influencer les décisions concernant le retrait anticipé d’installations de production et pourraient se traduire par des coûts irrécupérables si la société n’est pas en mesure de recouvrer la totalité des coûts et des investissements dans les actifs de production concernés. Le recouvrement n’est pas assuré et fait l’objet d’un examen prudent. Des changements législatifs ou réglementaires pourraient réduire les ventes de gaz naturel à de nouveaux clients, ce qui pourrait limiter la croissance future des activités d’Emera dans le secteur du gaz naturel. Le resserrement des lois en matière de protection de l’environnement et leur application plus stricte dans les années à venir pourraient exposer Emera à des pertes et à des dépenses supplémentaires. Ces changements pourraient aussi affecter son bénéfice et sa stratégie en l’obligeant à modifier la nature de ses dépenses en immobilisations et le moment d’y procéder.

En plus des obligations de conformité continue qui sont imposées à la société, certaines exigences en matière de permis, certaines lois et certains règlements permettent l’imposition de pénalités en cas de non-conformité, y compris des amendes, des injonctions et d’autres sanctions. Le coût lié au maintien de la conformité avec les exigences environnementales actuelles et futures est, et peut être, important pour Emera. Le fait pour celle-ci de ne pas se conformer aux exigences environnementales, ou de ne pas recouvrer ses coûts environnementaux en temps opportun au moyen des tarifs, pourrait avoir une incidence défavorable importante sur Emera. De plus, les modifications apportées aux politiques gouvernementales, à la réglementation des services publics, à la réglementation environnementale et à toute autre disposition législative en réponse aux inquiétudes à l’égard des questions environnementales et des changements climatiques pourraient avoir des répercussions importantes sur les activités de la société.

Emera assure la gestion de ses risques environnementaux en exerçant ses activités d’une manière qui respecte et protège l’environnement, conformément aux exigences juridiques en vigueur ainsi qu’aux politiques de la société. Emera a procédé à la mise en œuvre de cette politique au moyen de l’élaboration et de l’application de systèmes de gestion de l’environnement au sein de ses filiales en exploitation. La société a instauré des programmes de vérification complets afin de surveiller régulièrement la conformité de ses pratiques.

RISQUE LIÉ À LA CYBERSÉCURITÉ

Emera est exposée à des risques liés aux cyberattaques et aux accès non autorisés. La société s’appuie de plus en plus sur des systèmes de technologies de l’information et sur une infrastructure en réseau pour assurer la gestion de ses activités et exploiter ses actifs en toute sécurité, notamment des contrôles associés aux systèmes interreliés de ses activités de production, de distribution et de transport, ainsi que des systèmes financiers, de facturation et d’autres systèmes d’affaires. Emera fait également appel à des fournisseurs de services tiers pour mener ses activités. Étant donné que la société exploite des infrastructures cruciales, elle pourrait être davantage exposée aux cyberattaques de tiers, provenant notamment de parties contrôlées par des États-nations.

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RAPPORT DE GESTION

Les cyberattaques peuvent atteindre les réseaux de la société permettant d’accéder aux actifs et aux renseignements critiques par le biais de leurs interfaces avec des réseaux internes moins critiques ou via l’Internet public. Des cyberattaques peuvent également se produire par l’intermédiaire de membres du personnel ayant un accès direct à des actifs critiques ou à des réseaux sécurisés. Une éclosion de maladie infectieuse, une pandémie ou une menace similaire pour la santé publique, comme la COVID-19, peut entraîner une perturbation des régimes de travail normaux, notamment en imposant des politiques de travail à domicile à grande échelle, ce qui pourrait accroître le risque lié à la cybersécurité, la quantité de cyberattaques et d’interfaces réseau augmentant. Se reporter à la rubrique « Risque pour la santé publique » ci-dessous. Parmi les méthodes utilisées pour attaquer les actifs critiques, on retrouve des logiciels malveillants polyvalents ou propres au secteur de l’énergie qui sont distribués par transfert réseau, des supports amovibles, des virus, ainsi que des pièces jointes ou des liens contenus dans des courriels. Puisque les méthodes employées par les attaquants évoluent constamment, il peut s’avérer difficile de les prévoir et de les détecter.

Malgré le fait que les mesures de sécurité décrites ci-dessous soient déjà en place, les systèmes, actifs et renseignements de la société ne sont pas à l’abri de failles de sécurité des données qui pourraient causer une défaillance des systèmes, interrompre les activités ou nuire à la sécurité. Ces failles pourraient compromettre la sécurité des renseignements sur les clients ou les employés ou d’autres renseignements ou systèmes d’information et pourraient entraîner une interruption de service pour la clientèle ou la non-disponibilité, la fuite, la destruction ou l’utilisation abusive de renseignements critiques, sensibles ou confidentiels. Ces failles pourraient également retarder la livraison ou entraîner la contamination ou la dégradation des hydrocarbures que la société transporte, stocke ou distribue.

Si de telles cyberattaques ou de tels accès non autorisés se concrétisaient, ils pourraient engendrer des coûts, des pertes et des dommages pour la société, coûts que celle-ci pourrait ne pas être en mesure de recouvrer en totalité ou en partie auprès de ses assureurs ou au moyen de démarches juridiques, de recouvrement des coûts par voie réglementaire ou autres. De tels coûts pourraient avoir une incidence défavorable importante sur les activités et les résultats financiers d’Emera, notamment quant à sa réputation et à sa position auprès des clients, des autorités réglementaires, des gouvernements et des marchés financiers. Parmi les coûts qui en résulteraient, mentionnons, entre autres, des coûts d’intervention, de récupération et de restauration, une augmentation des coûts de protection ou d’assurance et des coûts découlant des dommages et pertes subis par des tiers. Si de telles violations de la sécurité se produisent, rien ne garantit qu’elles pourront être traitées de manière adéquate et en temps opportun.

La société gère ces risques en s’alignant sur un ensemble commun de normes de cybersécurité, de tests de sécurité périodiques, d’objectifs de maturité des programmes et de stratégies dérivées, en partie, du cadre de cybersécurité de l’Institut national américain des normes et de la technologie ( Cyber Security Framework du National Institute of Standards and Technology ), et par la voie de communications avec les employés et de formations du personnel. En ce qui concerne certains de ses actifs, la société est tenue de se conformer aux règles et aux normes relatives à la cybersécurité et aux technologies de l’information, y compris, sans s’y limiter, celles prescrites par des organismes comme la North American Electric Reliability Corporation et le Northeast Power Coordinating Council . L’état d’avancement des principaux éléments du programme de cybersécurité de la société est présenté au comité d’audit chaque trimestre.

RISQUE POUR LA SANTÉ PUBLIQUE

Une éclosion de maladie infectieuse, une pandémie ou une menace similaire pour la santé publique, comme la pandémie de COVID-19, ou la crainte de l’une de ces situations, pourrait avoir une incidence négative sur la société, notamment en provoquant des retards et des perturbations dans l’exploitation, la chaîne d’approvisionnement et l’élaboration de projets, des pénuries de main-d’œuvre et des fermetures (notamment en raison de la réglementation gouvernementale ou par mesure de prévention), ce qui pourrait avoir un effet négatif sur les activités de la société.

Tout changement défavorable des conditions générales de l’économie et du marché résultant d’une menace pour la santé publique pourrait avoir un effet négatif sur la demande d’électricité et de gaz naturel, les produits, les coûts d’exploitation, le calendrier et le montant des dépenses d’investissement, les résultats des activités de financement, ou le risque de crédit et de contrepartie, ce qui pourrait avoir un effet négatif important sur les activités de la société.

L’ampleur de la pandémie de COVID-19 en évolution et son effet futur sur la société sont incertains. La société a mis en place et tient à jour un plan d’urgence en cas de pandémie et un plan opérationnel d’urgence pour chacune de ses activités, qui sont destinés à gérer et à atténuer les effets de toute menace de ce type pour la santé publique. La priorité absolue de la société demeure la santé et la sécurité de ses clients et de ses employés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

RISQUE LIÉ À LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE

Les entreprises de services publics à tarifs réglementés d’Emera sont touchées par les variations de la demande d’énergie attribuables à l’évolution des habitudes des clients en raison des fluctuations d’un certain nombre de facteurs, dont la conjoncture économique générale, l’importance qu’accordent les clients à l’efficacité énergétique et les progrès des nouvelles technologies, comme les systèmes solaires de toiture, les véhicules électriques et le stockage des batteries. Les politiques gouvernementales en faveur de la production décentralisée d’énergie et les percées technologiques permettant l’adoption de ces politiques sont susceptibles d’influer sur la manière dont l’électricité entre dans le système et sur la façon dont elle est achetée et vendue. De plus, l’augmentation de la production décentralisée d’énergie pourrait avoir une incidence sur la demande, ce qui entraînerait une baisse de la charge et des revenus. Ces changements pourraient avoir une incidence négative sur les activités, le tarif de base, le bénéfice net et les flux de trésorerie d’Emera. Les entreprises de services publics à tarifs réglementés de la société cherchent avant tout à comprendre la demande de la clientèle, l’efficience énergétique et les politiques gouvernementales afin de s’assurer que ces aspects ont des répercussions positives sur les clients, qu’ils n’ont pas d’incidence négative sur la fiabilité des services énergétiques et qu’ils sont abordés dans la réglementation.

RISQUE DE CHANGE

La société est exposée à un risque de change. Emera exerce des activités à l’échelle internationale, et la proportion de son bénéfice net ajusté généré à l’extérieur du Canada est de plus en plus importante. Par conséquent, la société est exposée aux fluctuations des taux de change, particulièrement entre le dollar canadien et le dollar américain, ce qui pourrait avoir une incidence positive ou négative sur ses résultats.

Conformément à la politique de gestion des risques de la société, Emera atténue le risque de change en utilisant à l’occasion des titres de créances libellés en dollars américains pour financer ses activités aux États-Unis et des instruments dérivés libellés en monnaies étrangères pour couvrir certaines opérations et le risque lié au bénéfice. La société peut conclure des contrats de change à terme et des swaps afin de limiter son exposition à certaines opérations de change dans le cadre des achats de combustible, des flux de revenus et des dépenses en immobilisations, ainsi que le risque lié au bénéfice net généré à l’extérieur du Canada. Le cadre réglementaire régissant les filiales à tarifs réglementés de la société permet le recouvrement des coûts prudemment engagés, y compris les pertes de change.

La société n’utilise pas d’instruments financiers dérivés à des fins de négociation des monnaies étrangères ou de spéculation ni pour couvrir la valeur de ses investissements dans ses filiales étrangères. Les gains et les pertes de change sur les investissements nets dans des filiales étrangères n’ont pas d’incidence sur le résultat net puisqu’ils sont présentés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu.

RISQUE DE LIQUIDITÉ ET RISQUE LIÉ AUX MARCHÉS FINANCIERS

Le risque de liquidité s’entend du risque qu’Emera ne dispose pas de fonds suffisants pour s’acquitter de ses obligations financières. Emera gère ce risque en établissant régulièrement des prévisions de ses besoins de trésorerie afin de déterminer si elle dispose de liquidités suffisantes. Les besoins de liquidités et de capitaux d’Emera pourraient être financés au moyen de flux de trésorerie générés en interne, de la vente de certains actifs, de facilités de crédit à court terme et de capitaux obtenus sur les marchés financiers. La société estime que ses sources de financement seront plus que suffisantes pour combler ses besoins en capitaux.

L’accès aux capitaux et le coût d’emprunt d’Emera sont assujettis à plusieurs facteurs de risque, notamment la conjoncture des marchés financiers, les perturbations des marchés et les notes attribuées par les agences de notation. Une perturbation des marchés financiers pourrait empêcher Emera d’émettre de nouveaux titres, ou la contraindre à en émettre selon des modalités peu avantageuses. Le plan de croissance d’Emera nécessite des investissements importants dans les immobilisations corporelles, et le risque lié aux fluctuations des taux d’intérêt pourrait avoir une incidence défavorable sur le coût du financement. L’impossibilité d’avoir accès à des capitaux à des conditions intéressantes pourrait avoir une incidence importante sur la capacité d’Emera à financer sa croissance. Diverses perturbations du marché peuvent nuire à l’accès aux capitaux et au coût d’emprunt futurs de la société, notamment en raison de menaces pour la santé publique, comme la pandémie de COVID-19.

Emera est exposée à un risque financier lié aux variations de ses notes de crédit. Les agences de notation évaluent un certain nombre de facteurs, y compris le cadre opérationnel et le cadre réglementaire de la société, sa capacité à recouvrer les coûts et à générer un rendement, la diversification, son levier financier, sa situation de trésorerie et son exposition accrue aux incidences liées au changement climatique, y compris la fréquence et la violence des ouragans et d’autres phénomènes météorologiques extrêmes. Une diminution de note de crédit pourrait se traduire par une hausse des taux d’intérêt sur les emprunts futurs, par une augmentation des coûts d’emprunt au titre de certaines facilités de crédit existantes ou par un accès restreint au marché des papiers commerciaux, ou encore limiter la disponibilité des sources de crédit adéquates afin de financer les activités des filiales. Pour certains instruments dérivés, si les notes de crédit de la société étaient abaissées sous le niveau de la catégorie investissement, la valeur totale du passif net de ces positions pourrait être exigée comme garantie. Emera gère ces risques en surveillant et en gérant activement des mesures financières clés dans le but de maintenir des notes de crédit de la catégorie investissement.

La société est exposée à un risque lié au cours de ses actions ordinaires du fait qu’elle attribue différentes formes de rémunération fondée sur des actions, ce qui influe sur son bénéfice en raison de la réévaluation des unités en circulation à chaque période. La société a recours à des dérivés sur actions afin de réduire la volatilité du bénéfice découlant de la rémunération fondée sur des actions.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

RISQUE LIÉ AUX TAUX D’INTÉRÊT

Emera utilise un financement par emprunts à taux fixe et à taux variable relativement à ses activités et à ses dépenses en immobilisations, ce qui l’expose au risque lié aux taux d’intérêt. Elle gère ce risque en misant sur une gestion de portefeuille qui fait appel à des emprunts à taux fixe et à taux variable dotés d’échéances échelonnées. À l’occasion, la société émettra des titres d’emprunt à long terme ou elle conclura des contrats de couverture de taux d’intérêt, afin de limiter son exposition aux fluctuations touchant sa dette à taux d’intérêt variable. Les taux d’intérêt peuvent fluctuer par suite de perturbations du marché liées à des menaces pour la santé publique, telles que la pandémie de COVID-19.

Pour les filiales réglementées d’Emera, le coût de la dette est une composante des tarifs et les coûts liés à la dette prudemment engagés sont recouvrés auprès des clients. Les RCP réglementés ont généralement l’habitude de suivre les taux d’intérêt : ils tendent à reculer en période de baisse des taux et à augmenter en période de hausse. Cependant, le phénomène n’est ni direct, ni même immédiat; on observe généralement une période de décalage reflétant le processus de réglementation. Une hausse des taux d’intérêt pourrait également nuire à la viabilité économique des initiatives d’élaboration de projets et d’acquisition.

RISQUE LIÉ À L’ÉLABORATION DE PROJETS ET AUX DROITS D’UTILISATION DES TERRES

Le plan d’investissement de la société prévoit des investissements importants dans la production, la modernisation des infrastructures et les technologies axées sur les besoins des clients. Tous les projets prévus ou en cours de réalisation, en particulier les projets d’investissement importants, peuvent être assujettis à des risques, notamment les répercussions sur les coûts des retards au calendrier, le risque de dépassement de coûts, les risques liés au respect des exigences opérationnelles et environnementales et d’autres événements sur lesquels la société a ou n’a pas le contrôle. Les projets de la société peuvent également nécessiter des approbations et des permis au niveau fédéral, provincial, étatique, régional et local. Rien ne garantit qu’Emera sera en mesure d’obtenir les approbations de projets nécessaires ou les permis applicables, ou encore de recevoir l’approbation réglementaire nécessaire pour recouvrer les coûts en tarifs.

Certains des actifs de la société sont situés sur des terres appartenant à des tiers, notamment des peuples autochtones, et peuvent faire l’objet de revendications territoriales. Les actifs présents ou futurs peuvent être situés sur des terres qui ont été utilisées à des fins traditionnelles et qui sont donc assujetties à des consultations, à des consentements ou à des conditions particulières d’aménagement ou d’exploitation. Si les droits de la société de situer et d’exploiter ses actifs sur de telles terres sont assujettis à une date d’expiration ou deviennent non valables, elle peut devoir engager des coûts importants pour renouveler ces droits ou les obtenir. Si des conditions raisonnables pour les droits d’utilisation des terres ne peuvent être négociées, la société peut devoir engager des coûts importants pour enlever et déplacer ses actifs, et remettre le bien-fonds en état. Les coûts supplémentaires engagés pourraient rendre non rentable la mise en œuvre des projets.

Emera gère ces risques liés à l’élaboration de projets et aux droits d’utilisation des terres en déployant des approches solides de gestion de projets et de risques, dirigées par des équipes ayant une grande expérience des projets importants. La société consulte les peuples autochtones pour obtenir des autorisations avant de construire, d’entretenir et d’exploiter de telles installations, conformément aux lois et aux cadres de politique publique. Emera entretient des relations grâce à des communications permanentes avec les parties prenantes, notamment les peuples autochtones, les propriétaires fonciers et les gouvernements.

RISQUE DE CONTREPARTIE

Emera est exposée au risque lié au fait qu’elle dépend de certains clients, fournisseurs et partenaires clés, qui peuvent subir des difficultés financières résultant de la volatilité des prix des produits de base et du marché, de l’instabilité ou de l’adversité économique, de changements politiques ou réglementaires défavorables ou d’autres causes susceptibles de provoquer l’insolvabilité, la faillite ou la restructuration de ces parties, ou le manquement à leurs obligations contractuelles envers Emera, ou d’y contribuer. Emera est également exposée à des pertes éventuelles liées aux montants à recevoir de ses clients, aux dépôts de garantie liés à la commercialisation d’énergie et aux actifs dérivés découlant du non-respect des obligations d’une contrepartie aux termes d’une convention. La solvabilité des contreparties et la capacité des principaux partenaires, fournisseurs et clients de respecter leurs obligations contractuelles peuvent être touchées par les répercussions économiques liées à la COVID-19.

Emera gère ce risque de contrepartie à l’aide de droits et de recours contractuels et de cadres réglementaires, et en surveillant les faits nouveaux importants qui concernent ses clients, ses partenaires et ses fournisseurs. La société gère également ce risque au moyen de politiques et de procédures portant sur l’analyse des contreparties, l’évaluation du montant à risque, et la surveillance et l’atténuation du risque. Des évaluations de crédit peuvent être effectuées pour des nouveaux clients et des contreparties, et la société peut demander un dépôt ou une garantie financière dans le cas de certains comptes. Emera peut également chercher à recouvrir des sommes en souffrance ou à obtenir des dommages-intérêts au moyen de procédures de faillite ou d’insolvabilité, ou de procédures similaires.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

RISQUE PAYS

Les bénéfices récoltés à l’extérieur du Canada ont représenté 73 pour cent des bénéfices d’Emera pour 2020 (61 pour cent en 2019, dont la majeure partie provenant des États-Unis). Ses investissements actuels se trouvent dans des régions où les risques politiques et économiques sont acceptables, du point de vue de la société. Les activités qu’Emera exerce dans certains pays peuvent être assujetties à ce qui suit : la variation de la croissance économique, les restrictions imposées au rapatriement des bénéfices ou les contrôles visant l’échange de capitaux, l’inflation, l’incidence des questions liées à la santé, à la sécurité ou à l’environnement, y compris les changements climatiques, ou à la conjoncture économique ou de marché, de même que les modifications de la politique financière et la disponibilité du crédit. La société atténue ce risque grâce à un processus d’approbation rigoureux à l’égard de ses investissements et en établissant des prévisions des besoins en trésorerie afin de déterminer si ses sociétés affiliées disposent de liquidités suffisantes.

RISQUE LIÉ AUX PRIX DES PRODUITS DE BASE

L’approvisionnement de la société en combustible utilitaire est assujetti au risque lié aux prix des produits de base. En outre, Emera Energy est soumise au risque lié aux prix des produits de base en raison de son portefeuille de contrats et d’ententes relatifs aux produits de base.

La société gère ce risque au moyen de méthodes et de procédures bien établies qui lui permettent de déceler, de surveiller, de communiquer et d’atténuer le risque. Les arrangements commerciaux de la société, y compris une combinaison de conventions d’approvisionnement et d’achat, de gestion d’actifs et de transport par gazoduc ainsi que d’instruments de couverture financière, sont tous utilisés pour gérer et réduire ce risque. Ses politiques de crédit, ses évaluations de la solvabilité des contreparties, la présentation des positions sur le marché et des positions de crédit, et ses autres pratiques en matière de gestion et de présentation des risques sont également utilisées pour gérer et atténuer ce risque.

Entreprises de services publics réglementées

L’approvisionnement de la société en combustible utilitaire provient en grande partie de fournisseurs internationaux, ce qui peut avoir des répercussions sur les contrats liés au combustible, notamment pour ce qui est de la fiabilité des livraisons et des prix, peu importe les modalités fixées par ces contrats. La société s’efforce de gérer ce risque par l’utilisation d’instruments de couverture financière et de contrats avec livraison physique ainsi que par l’obtention de protections contractuelles auprès de ses contreparties, le cas échéant.

La majorité des entreprises de services publics réglementées d’Emera ont adopté et mis en œuvre des mécanismes de rajustement attribuable au prix du combustible, qui ont aidé la société à mieux gérer le risque lié au prix des produits de base, étant donné que le cadre réglementaire régissant ses filiales à tarifs réglementés permet le recouvrement des coûts du combustible prudemment engagés.

Activités de commercialisation et de négociation d’Emera Energy

Emera Energy a pris d’autres mesures pour gérer son risque sur produits de base. La majeure partie du portefeuille de contrats de commercialisation et de négociation d’électricité et de gaz naturel d’Emera, et plus particulièrement ses arrangements liés à la gestion d’actifs de gaz naturel, se compose de contrats successifs, ce qui lui évite d’avoir toute position acheteur ou vendeur importante sur des produits de base. Toutefois, ce portefeuille est exposé au risque de prix des produits de base, particulièrement en ce qui concerne les écarts de points de base entre les marchés pertinents, en cas de problème d’exploitation ou de défaut d’une contrepartie.

Emera utilise un certain nombre de contrôles et de méthodes afin de mesurer son exposition au risque de prix des produits de base, dont la méthode de la VaR, qui lui permet d’estimer la perte qu’elle pourrait subir par suite de l’exposition à certains risques. La VaR correspond à la variation estimée de la juste valeur qui pourrait survenir advenant un changement de la conjoncture de marché, selon un certain intervalle de confiance, si un instrument financier ou un portefeuille était détenu pendant une période donnée. Le calcul de la VaR sert à quantifier l’exposition de la société au risque de marché lié aux produits de base physiques, tout particulièrement en ce qui a trait à ses positions sur des contrats relatifs au gaz naturel et à l’électricité.

RISQUE LIÉ AU RENDEMENT ET AU FINANCEMENT FUTURS DES RÉGIMES D’AVANTAGES SOCIAUX DES EMPLOYÉS

Les filiales d’Emera comptent à la fois des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes de retraite à cotisations déterminées pour couvrir leurs employés actuels et leurs employés retraités. Tous les régimes à prestations déterminées sont fermés aux nouveaux participants, à l’exception du régime de retraite de TECO Energy. Les coûts au titre de ces régimes d’avantages sociaux varient selon les dispositions des régimes, les taux d’intérêt, le rendement des placements et les hypothèses actuarielles relatives à l’avenir. La pandémie de COVID-19 pourrait avoir une incidence sur les hypothèses actuarielles clés. Les hypothèses actuarielles comprennent le rendement des actifs du régime, les taux d’actualisation (les taux d’intérêt utilisés pour déterminer les niveaux de financement, les cotisations aux régimes et les obligations au titre du régime de retraite et des avantages postérieurs au départ à la retraite) et les attentes en ce qui a trait à la croissance future des salaires, à l’inflation et au taux de mortalité. Deux des principaux facteurs du coût sont le rendement des placements et les taux d’intérêt, qui subissent les effets des marchés financiers et des marchés des capitaux mondiaux. Selon les taux d’intérêt futurs et le rendement réel des placements par rapport au rendement prévu, Emera pourrait devoir effectuer des cotisations plus importantes au cours des périodes à venir pour financer ces régimes, ce qui pourrait avoir une incidence sur ses flux de trésorerie, sa situation financière et ses activités.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Chacun des régimes de retraite à prestations déterminées d’Emera est géré selon une politique de placement et un cadre de gouvernance approuvés. Emera recourt à une approche à long terme en matière de répartition d’actifs, et chaque politique de placement décrit le niveau de risque qui est acceptable pour la société en ce qui a trait aux placements des fonds de retraite afin d’assurer l’atteinte des objectifs fiduciaires et financiers. Des études sont réalisées régulièrement, tous les trois à cinq ans, de manière à faire en sorte que la répartition des actifs des régimes demeure appropriée pour concrétiser les objectifs à long terme d’Emera au chapitre des régimes de retraite.

RISQUE LIÉ À LA MAIN-D’ŒUVRE

La capacité d’Emera à fournir des services à ses clients et à mettre en œuvre son plan de croissance est liée à son habileté à attirer, à perfectionner et à retenir à son service une main-d’œuvre qualifiée. Les services publics font face à des défis démographiques relatifs aux métiers, au personnel technique et aux ingénieurs, et un nombre croissant d’employés devraient prendre leur retraite au cours des prochaines années. L’incapacité d’attirer, de perfectionner et de retenir à son service une main-d’œuvre dûment qualifiée pourrait avoir une incidence défavorable sur les activités et les résultats financiers de la société. Emera gère ce risque en maintenant des programmes de rémunération concurrentiels, en misant sur une équipe spécialisée dans l’acquisition de talents, ainsi qu’en offrant des programmes et des pratiques en matière de ressources humaines, qui comprennent de la formation sur l’éthique et la diversité, des sondages sur la mobilisation des employés, des programmes de planification de la relève à des postes clés, de même que des programmes de stages.

Environ 35 pour cent des employés d’Emera sont représentés par des syndicats et sont régis par des conventions collectives. L’incapacité de maintenir ou de négocier des ententes futures à des conditions acceptables pourrait se traduire par des coûts de main-d’œuvre élevés ou des interruptions de travail, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur le service à la clientèle et avoir une incidence négative sur le bénéfice, les flux de trésorerie et la situation financière de la société. Emera gère ce risque en tenant des discussions continues avec les sections locales des syndicats et en s’efforçant de maintenir des relations positives avec celles-ci. La société a mis en place et tient à jour des plans d’urgence pour chacune de ses activités qui sont destinés à atténuer les effets de toute interruption de travail éventuelle.

RISQUE LIÉ AUX TECHNOLOGIES DE L’INFORMATION

Emera prend appui sur divers systèmes de technologies de l’information pour assurer la gestion de ses activités. Emera doit donc encourir les coûts et les risques inhérents liés au maintien, à la mise à niveau, au remplacement et au changement des systèmes en question, notamment : la dégradation de sa technologie de l’information, la perturbation de ses systèmes de contrôle interne, d’importantes dépenses en immobilisations, des pressions additionnelles sur le temps consacré à la gestion et autres risques de retard, les difficultés associées à la mise à niveau des systèmes existants, au processus de transition aux nouveaux systèmes ou à l’intégration des nouveaux systèmes aux systèmes existants. La stratégie de transformation numérique d’Emera, qui comprend des investissements dans la modernisation des infrastructures et des technologies axées sur les besoins des clients, entraîne une augmentation des investissements dans les solutions informatiques, ce qui se traduit par une augmentation des risques associés à la mise en œuvre de ces solutions.

Emera gère ces risques liés aux technologies de l’information au moyen de la planification et de la gestion du cycle de vie du matériel informatique, de la gouvernance, de l’audit interne, des tests de systèmes et d’une surveillance par la haute direction. Les employés possédant une vaste expertise contribuent au repérage et à l’atténuation des risques, à la gestion et à la mise en œuvre des projets, à la gestion du changement et à la formation. La résilience des systèmes, les reprises officielles après sinistre et les processus de sauvegarde, combinés à des pratiques d’intervention en cas d’incident critique, permettent de veiller à maintenir la continuité si des perturbations devaient survenir.

RISQUE LIÉ AUX IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

Les modifications apportées aux lois fiscales au Canada, aux États-Unis et dans les Caraïbes influencent le calcul de la charge d’impôts sur les bénéfices de la société. Toute modification de cette nature pourrait avoir une incidence sur les bénéfices, les flux de trésorerie et la situation financière futurs de la société. La valeur des actifs et passifs d’impôts reportés existants d’Emera est déterminée par les lois fiscales en vigueur et pourrait donc se ressentir de toute modification apportée à ces lois. Emera surveille de près l’évolution des lois fiscales actuellement en vigueur afin de s’assurer que toute modification de ces lois ayant une incidence sur elle est prise en compte dans ses déclarations de nature fiscale et dans ses résultats financiers.

RISQUE LIÉ À L’EXPLOITATION ET À L’ENTRETIEN DES SYSTÈMES

L’exploitation sécuritaire et fiable des systèmes de production d’électricité et de transmission et de distribution d’électricité et de gaz naturel est essentielle au bon déroulement des activités d’Emera. Il existe divers dangers et risques opérationnels inhérents à l’exploitation d’installations électriques et de gazoducs assurant la transmission et la distribution de gaz naturel. La production, la transmission et la distribution d’électricité sont exposées à certains risques, tels que les bris mécaniques, les activités de tierces parties, les dommages aux installations, aux panneaux solaires et aux infrastructures causés par les ouragans, les tempêtes, les chutes d’arbres, la foudre, les inondations, les incendies et d’autres catastrophes naturelles. Les activités liées aux gazoducs sont également exposées à certains risques, comme les fuites, les explosions, les bris mécaniques, les activités de tierces parties et les dommages aux installations et à l’équipement causés par les ouragans, les tempêtes, les inondations, les incendies et d’autres catastrophes naturelles. Se reporter aux rubriques « Risque lié aux changements climatiques mondiaux » et « Risque lié aux conditions météorologiques ». Toute interruption des activités de transmission et de distribution d’électricité et de gaz naturel pourrait avoir une incidence défavorable sur les produits, les bénéfices et les flux de trésorerie de la société, en plus d’ébranler la confiance de sa clientèle et de la population à son égard.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Emera atténue ces risques en investissant dans une main-d’œuvre hautement qualifiée, en faisant montre de prudence, en menant des entretiens préventifs et en procédant à des investissements en capital appropriés. Les assurances, les garanties et les procédures de recouvrement autorisées par les mécanismes de réglementation pourraient ne pas couvrir en totalité, ou même partiellement, les pertes subies, ce qui pourrait nuire aux résultats d’exploitation de la société, de même qu’à ses flux de trésorerie.

RISQUES NON GARANTIS

Emera et ses filiales souscrivent une assurance pour protéger leurs installations contre tout sinistre, ainsi qu’une assurance responsabilité civile en cas de préjudices causés à des tiers. Cette mesure est conforme aux politiques de gestion du risque d’Emera. Certaines installations, en particulier les centrales au charbon et autres centrales thermiques, peuvent, avec le temps, devenir plus difficiles (ou non rentables) à assurer en raison des effets des changements climatiques mondiaux. Se reporter à la rubrique « Risque lié aux changements climatiques mondiaux – Marchés ». Certains aspects des activités d’Emera ne sont pas assurés, particulièrement une partie importante de ses actifs liés aux services publics de transport et de distribution d’électricité, comme il est de coutume dans le secteur. Le coût de la couverture n’est pas économiquement viable. De plus, en vertu de ses diverses polices d’assurance, Emera accepte les franchises et les affectations pour autoassurance. L’assurance est assujettie à des limites de couverture ainsi qu’à des dispositions relatives aux réclamations et à la déclaration obligatoire qui sont subordonnées à des contraintes de temps. Aussi, il n’existe aucune garantie que les types d’obligations ou de pertes que la société et ses filiales risquent de subir seront couverts par l’assurance.

En l’absence d’une telle possibilité de recouvrement, un nombre élevé de réclamations non assurées, de réclamations dépassant les limites de couverture prévues par l’assurance souscrite par Emera et ses filiales ou de réclamations qui s’inscrivent à l’intérieur d’importantes affectations d’autoassurance, pourraient avoir une incidence négative considérable sur les résultats d’exploitation d’Emera ainsi que sur ses flux de trésorerie et sa situation financière. Une tranche limitée de l’assurance de dommages d’Emera est placée auprès d’une société d’assurances captive en propriété exclusive. Si cet assureur captif subit une perte, il ne peut récupérer cette perte que par la perception de futures primes.

La société réduit son risque non assuré en veillant à ce que les limites de couverture s’harmonisent aux expositions au risque et, dans le cas des actifs et des activités d’exploitation non assurés, à ce que des évaluations du risque adéquates soient effectuées et que des mesures d’atténuation soient en place. Le cadre de réglementation des filiales à tarifs réglementés de la société permet le recouvrement des coûts prudemment engagés, y compris les pertes non assurées.

GESTION DES RISQUES, Y COMPRIS LES INSTRUMENTS FINANCIERS

Les politiques et les procédures en matière de gestion des risques d’Emera établissent un cadre grâce auquel la direction surveille l’exposition à divers risques. Les politiques et les pratiques en matière de gestion des risques sont supervisées par le conseil d’administration. La société a établi un certain nombre de processus et de pratiques permettant de circonscrire et de surveiller les risques importants auxquels elle est exposée, en plus d’en faire des comptes rendus et de les atténuer. Elle a notamment mis sur pied le comité de gestion des risques d’entreprise, qui est chargé, entre autres choses, de préparer tous les trimestres un tableau de bord mis à jour des risques à l’intention du conseil d’administration. En outre, une équipe de la société qui est indépendante des employés affectés à l’exploitation est chargée d’effectuer un suivi et un compte rendu à l’égard des risques de marché et de crédit.

La société gère son exposition aux risques d’exploitation et de marché normaux liés aux prix des produits de base, au change, aux taux d’intérêt et aux cours des actions en obtenant des protections contractuelles auprès de ses contreparties, dans la mesure du possible, et en recourant à des instruments financiers, principalement des contrats de change à terme et des swaps de change, des options sur taux d’intérêt et des swaps de taux d’intérêt, ainsi que des contrats à terme standardisés, des options, des contrats à terme de gré à gré, des swaps sur le charbon, le pétrole et le gaz et des dérivés sur actions. De plus, la société a conclu des contrats portant sur l’achat et la vente physique de gaz naturel. Ces contrats et ces instruments financiers sont considérés collectivement comme des « dérivés ».

La société constate la juste valeur de tous ses dérivés à son bilan, sauf les dérivés non financiers qui sont visés par l’exception relative aux achats normaux et aux ventes normales (les « ANVN »). Un contrat physique est généralement admissible à l’exception relative aux ANVN si l’opération est raisonnable compte tenu des besoins d’affaires de la société, que la contrepartie possède ou contrôle des ressources à proximité permettant leur livraison physique, que la société prévoit recevoir le produit de base par livraison physique, et qu’elle juge la contrepartie solvable. La société évalue continuellement les contrats visés dans le cadre de l’exception relative aux ANVN et elle mettra fin à leur traitement aux termes de cette exception si les critères ne sont plus remplis.

Les dérivés peuvent être comptabilisés selon la méthode de couverture s’ils sont documentés selon de strictes exigences et s’il est possible de prouver qu’ils couvrent efficacement le risque identifié, tant à partir du moment où ils sont établis que tout au long de la durée de ces instruments. Plus particulièrement, dans une couverture de flux de trésorerie, la variation de la juste valeur des dérivés est comptabilisée dans les « Autres éléments du résultat étendu » et reclassée dans le bénéfice au cours de la même période où l’élément couvert connexe est réalisé. Si les exigences relatives à la documentation et à l’efficacité ne sont pas satisfaites, toute variation de la juste valeur des dérivés est portée au bénéfice net de la période considérée, à moins qu’elle ne doive être reportée en raison de la comptabilisation propre aux entreprises à tarifs réglementés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Les dérivés conclus par NSPI, NMGC et GBPC qui sont documentés à titre de couvertures économiques, et à l’égard desquels on ne s’est pas prévalu de l’exception relative aux ANVN, sont assujettis à la comptabilité des activités réglementées. Ces dérivés sont constatés à la juste valeur au bilan à titre d’actifs ou de passifs liés aux instruments dérivés. La variation de la juste valeur des dérivés est désignée à titre d’actif ou de passif réglementaire. Lorsque l’élément couvert est réglé, le gain ou la perte est constaté dans l’élément couvert au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité », « Stocks » ou « Immobilisations corporelles », selon la nature de l’élément visé par la couverture économique. La direction s’attend à ce que tout gain ou toute perte découlant du règlement de ces dérivés soit remboursé aux clients, ou recouvré auprès de ces derniers, au moyen des tarifs futurs. Tampa Electric et PGS ne disposent d’aucun produit dérivé lié à la couverture en raison d’un moratoire de cinq ans sur la couverture des achats de gaz naturel, approuvé par la Florida Public Service Commission, qui prend fin le 31 décembre 2022.

Les dérivés qui ne respectent aucun des critères ci-dessus sont désignés à titre de dérivés DFT, et ils sont constatés au bilan à la juste valeur. Tous les gains ou les pertes sont portés au bénéfice net de la période considérée, à moins qu’ils ne doivent être reportés en raison de la comptabilisation propre aux entreprises à tarifs réglementés. La société n’a pas choisi de désigner de dérivé à titre de dérivé DFT dans les cas où un autre traitement comptable pouvait être appliqué.

ÉLÉMENTS DE COUVERTURE CONSTATÉS DANS LES BILANS

Les bilans de la société comportent les catégories suivantes pour ce qui est des dérivés désignés dans une relation de couverture efficace :

	Au 31 déc.	Au 31 déc.
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	1 $	– $
Passifs liés aux instruments dérivés(passifs à court terme et à longterme)	–	(1)
Actifs (passifs) liés aux instruments dérivés, montant net	1 $	(1) $

EFFETS DES OPÉRATIONS DE COUVERTURE CONSTATÉS DANS LE BÉNÉFICE NET

La société a constaté les gains (pertes) liés à la partie efficace des relations de couverture dans les catégories suivantes :

	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre
	2020	2019
Produits d’exploitation – activités réglementées	(2) $	(3) $
Pertes nettes liées aux dérivés efficaces	(2) $	(3) $

Les pertes nettes liées à la partie efficace des dérivés reflétées dans le tableau ci-dessus sont compensées dans le bénéfice net par l’instrument couvert réalisé au cours de la période considérée.

ÉLÉMENTS RÉGLEMENTAIRES CONSTATÉS DANS LES BILANS

Les bilans de la société comportent les catégories suivantes pour ce qui est des dérivés faisant l’objet d’un report réglementaire :

	Au 31 déc.	Au 31 déc.
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	14 $	28 $
Actifs réglementaires (actifs à court terme et autres)	65	80
Passifs liés aux instruments dérivés (passifs à court terme et à long terme)	(62)	(78)
Passifs réglementaires(passifs à court terme et à longterme)	(15)	(42)
Actif (passif) net	2 $	(12) $

EFFETS DU REPORT RÉGLEMENTAIRE CONSTATÉS DANS LE BÉNÉFICE NET

La société a constaté les gains (pertes) nets liés aux dérivés faisant l’objet d’un report réglementaire de la façon suivante :

	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre
	2020	2019
Combustible réglementépour laproduction d’électricité et l’achat d’électricité1)	(21) $	5 $
Gains nets (pertes nettes)	(21) $	5 $

1) Comprend les gains (pertes) réalisés sur des instruments dérivés qui ont été réglés et dont l’élément couvert a été consommé au cours de la période, ainsi que les relations de couverture qui ont été résiliées ou aux termes desquelles une opération de couverture n’est plus probable. Les gains (pertes) réalisés comptabilisés dans les stocks seront constatés au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité » lorsque l’élément couvert aura été consommé.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

ÉLÉMENTS DFT CONSTATÉS DANS LES BILANS

Le bilan de la société comporte les catégories suivantes pour ce qui est des dérivés DFT :

ÉLÉMENTS DFT CONSTATÉS DANS LES BILANS Le bilan de la société comporte les catégories suivantes pour ce qui est des dérivés DFT :
	Au 31 déc	Au 31 déc
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	68 $	58 $
Passifs liés aux instruments dérivés(passifs à court terme et à longterme)	(275)	(291)
Passifs nets liés aux instruments dérivés	(207) $	(233) $

ÉLÉMENTS DFT CONSTATÉS DANS LE BÉNÉFICE NET

La société a constaté les gains (pertes) réalisés et latents suivants à l’égard des dérivés DFT dans le bénéfice net :

	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre
	2020	2019
Produits d’exploitation non réglementés	204 $	282 $
Combustible non réglementépour laproduction d’électricité et l’achat d’électricité	(4)	(6)
Gains nets	200 $	276 $

AUTRES DÉRIVÉS CONSTATÉS DANS LES BILANS

Le bilan de la société comporte les catégories suivantes pour ce qui est des autres dérivés :

AUTRES DÉRIVÉS CONSTATÉS DANS LES BILANS Le bilan de la société comporte les catégories suivantes pour ce qui est des autres dérivés :
	Au 31 déc	Au 31 déc
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	15 $	1 $
Passifs liés aux instruments dérivés(passifs à court terme et à longterme)	(1)	–
Actifs nets liés aux instruments dérivés	14 $	1 $

AUTRES DÉRIVÉS CONSTATÉS DANS LE BÉNÉFICE NET

La société a constaté dans le bénéfice net les gains (pertes) réalisés et latents suivants liés aux autres dérivés :

	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre
	2020	2019
Charges d’exploitation et d’entretien et chargesgénérales	(4) $	28 $
Autresproduits nets	13	–
Gains nets	9 $	28 $

COMMUNICATION DE L’INFORMATION ET CONTRÔLES INTERNES

La direction a la responsabilité d’établir et de maintenir des contrôles et des procédures adéquats de communication de l’information (« CPCI ») et des contrôles internes à l’égard de l’information financière (« CIIF »), au sens du Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs (le « Règlement 52-109 »). La structure de contrôle interne de la société est fondée sur les critères énoncés dans le rapport Internal Control – Integrated Framework (2013) publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la commission Treadway (le « COSO »). La direction, y compris le chef de la direction et le chef des finances, a évalué la conception et l’efficacité des CPCI et des CIIF de la société au 31 décembre 2020 afin de fournir une assurance raisonnable concernant la fiabilité de l’information financière conformément aux PCGR des États-Unis.

La direction reconnaît les limites inhérentes des systèmes de contrôle interne, aussi bien conçus soient-ils. Les systèmes de contrôle conçus adéquatement ne sauraient fournir qu’une assurance raisonnable à l’égard de la fiabilité de l’information financière et pourraient ne pas être en mesure de prévenir ni de détecter des inexactitudes.

Aucune autre modification n’a été apportée aux CIIF de la société au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020 qui a eu, ou est raisonnablement susceptible d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la société.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation d’états financiers consolidés selon les PCGR des États-Unis exige que la direction formule des estimations et des hypothèses qui peuvent influer sur les montants des actifs et des passifs présentés à la date des états financiers, ainsi que sur les montants des produits et des charges présentés pour les périodes de présentation de l’information financière. Parmi les éléments importants pour lesquels il convient de recourir à des estimations formulées par la direction, on compte les actifs et les passifs assujettis à la réglementation des tarifs, les provisions pour pertes de crédit, le fonds de réserve cumulé pour les coûts de mise hors service, les prestations de retraite et les avantages postérieurs au départ à la retraite, les produits non facturés, la durée de vie utile des biens amortissables, les tests de dépréciation du goodwill et des immobilisations, les impôts sur les bénéfices, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et l’évaluation des instruments financiers. La direction évalue les estimations de la société de façon continue en fonction des résultats historiques, des conditions actuelles et prévues et d’hypothèses jugées raisonnables au moment où elles sont posées, tout ajustement étant comptabilisé dans le résultat dans l’exercice au cours duquel il survient.

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, la pandémie de COVID-19 en cours a touché toutes les zones de service dans lesquelles Emera exerce ses activités. Dans l’ensemble, la pandémie a entraîné une charge plus faible et des charges d’exploitation plus élevées que ce qu’auraient habituellement connu les entreprises de services publics de la société. Certaines des entreprises de services publics d’Emera ont été plus touchées que d’autres. Cependant, sur une base consolidée, ces impacts défavorables n’ont pas eu d’incidence financière significative sur le résultat net de 2020, ce qui s’explique principalement par la modification favorable de la composition des ventes entre les catégories de clients, laquelle a permis de compenser en partie la baisse des ventes aux clients commerciaux et industriels par une hausse des ventes aux clients résidentiels, qui contribuent davantage au recouvrement des coûts fixes. Les conditions météorologiques favorables en 2020, en particulier en Floride, ont réduit davantage l’impact consolidé. Les entreprises de services publics d’Emera fournissent des services essentiels et continuent d’exercer leurs activités et de répondre à la demande des clients. Les gouvernements du monde entier ont mis en œuvre des mesures destinées à faire face à la pandémie. Parmi ces mesures figurent des restrictions concernant les voyages et les transports, des mises en quarantaine, la distanciation physique, la fermeture d’espaces commerciaux et d’installations industrielles, les arrêts de production, des confinements et d’autres mesures sanitaires. Ces mesures ont une incidence négative sur les économies mondiale, nationale et locale. De plus, les marchés mondiaux des actions ont connu une grande volatilité. Les gouvernements et les banques centrales mettent en œuvre des mesures destinées à stabiliser les conditions économiques. La cadence et la vigueur de la reprise économique sont incertaines et peuvent varier d’un territoire à l’autre.

La direction a analysé l’incidence de la pandémie de COVID-19 sur ses estimations et ses jugements et a conclu qu’aucun ajustement significatif n’était requis au 31 décembre 2020. L’ampleur de l’incidence future de la COVID-19 sur les résultats financiers et les activités de la société ne peut être prévue pour le moment et dépendra de l’évolution de la situation, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie, du calendrier et de l’efficacité de la vaccination, des mesures gouvernementales potentielles à venir, et de l’activité économique et de la consommation d’énergie dans l’avenir. Les résultats réels peuvent différer sensiblement de ces estimations.

RÉGLEMENTATION DES TARIFS

Les méthodes comptables d’entreprise à tarifs réglementés des filiales à tarifs réglementés et des placements dans des sociétés satellites à tarifs réglementés d’Emera sont assujetties à l’examen et à l’approbation des organismes qui les réglementent respectivement et peuvent différer des méthodes comptables s’appliquant aux entreprises à tarifs non réglementés. Ces écarts entre les méthodes comptables se produisent lorsque les organismes de réglementation rendent leurs décisions à l’égard des demandes de hausse tarifaire et ont généralement trait à une différence quant au choix du moment pour constater les produits et charges. La comptabilisation de ces éléments s’appuie sur les attentes relatives aux mesures que prendront les organismes de réglementation dans l’avenir. Les hypothèses et les jugements utilisés par les organismes de réglementation continuent d’influer sur le recouvrement des coûts, sur les taux obtenus sur le capital investi ainsi que sur le montant des actifs qui seront recouvrés et le moment où ils le seront. La mise en application de lignes directrices en matière de comptabilité des activités réglementées est une politique comptable critique puisqu’un changement à ces hypothèses pourrait avoir une incidence notable sur les actifs et les passifs présentés et sur les résultats d’exploitation.

Au 31 décembre 2020, la société a comptabilisé un montant de 1 584 millions de dollars (1 552 millions de dollars en 2019) d’actifs réglementaires et un montant de 1 961 millions de dollars (2 181 millions de dollars en 2019) de passifs réglementaires.

FONDS DE RÉSERVE CUMULÉ – COÛTS DE MISE HORS SERVICE

Tampa Electric, PGS, NMGC et NSPI comptabilisent les coûts non liés à une obligation liée à la mise hors service d’une immobilisation comme des passifs réglementaires. Ces coûts de mise hors service d’une immobilisation représentent les fonds estimatifs obtenus de clients par l’entremise des taux d’amortissement pour couvrir les coûts futurs non exigés par la loi de mise hors service d’immobilisations. Les entreprises accumulent des sommes au cours de la durée de vie des actifs connexes en prévision de leur mise hors service en se fondant sur des études d’amortissement approuvées par leurs organismes de réglementation respectifs. L’estimation des coûts se fait en fonction des résultats historiques et des attentes futures, y compris le moment prévu de la mise hors service et les décaissements estimatifs futurs. Le solde du fonds de réserve cumulé – coûts de mise hors service inclus dans les passifs réglementaires s’élevait à 866 millions de dollars au 31 décembre 2020 (891 millions de dollars en 2019).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

PRESTATIONS DE RETRAITE ET AVANTAGES SOCIAUX POSTÉRIEURS À L’EMPLOI

La société offre à ses employés des avantages postérieurs à l’emploi, notamment dans le cadre d’un régime de retraite à prestations déterminées. Les coûts au titre de ces prestations sont tributaires de nombreux facteurs liés aux résultats réels du régime ainsi qu’aux hypothèses formulées relativement aux prévisions.

La comptabilisation liée aux avantages postérieurs à l’emploi représente une estimation comptable critique. Des modifications apportées à l’obligation au titre des prestations estimative, laquelle est touchée par la répartition démographique des employés, notamment, leur âge, leur rémunération, leur période d’emploi, le niveau de leurs cotisations, de même que par leurs revenus, pourraient avoir une incidence sur les montants présentés des actifs, des passifs et du cumul des autres éléments du résultat global et sur les résultats d’exploitation. La pandémie de COVID-19 pourrait avoir une incidence sur les hypothèses actuarielles clés. Des changements apportés aux hypothèses actuarielles clés, y compris les taux de rendement prévus des actifs du régime ainsi que les taux d’actualisation utilisés afin de calculer les obligations au titre des prestations constituées de même que le coût des prestations, pourraient modifier les exigences annuelles relatives à la capitalisation des régimes de retraite, ce qui pourrait avoir une incidence importante sur le bénéfice et les besoins de liquidités annuels de la société.

Les actifs du régime de retraite se composent principalement d’investissements en actions et d’investissements à revenu fixe. Des fluctuations au niveau du rendement réel des marchés boursiers ainsi que l’évolution des taux d’intérêt peuvent entraîner des variations des coûts découlant de régimes de retraite au cours des périodes à venir.

La méthode comptable employée par la société consiste à amortir le gain actuariel net, ou la perte actuarielle nette, lorsque celui-ci ou celle-ci dépasse de 10 pour cent l’obligation au titre des prestations projetées/l’obligation au titre des prestations constituées des régimes d’avantages complémentaires de retraite, ou la valeur liée au marché des actifs des régimes si elle est plus élevée sur la durée moyenne estimative du reste de la carrière active. Pour les principaux régimes, celle-ci est actuellement de 9,4 ans (9,8 ans pour le coût des prestations pour 2020) pour les régimes au Canada et d’une durée moyenne pondérée de 12,1 ans pour les régimes aux États-Unis. L’utilisation de valeurs de l’actif lissées par la société réduit la volatilité liée à l’amortissement des résultats de placement actuariels. Par conséquent, la cause principale de la volatilité du coût découlant des régimes de retraite présenté est le taux d’actualisation utilisé afin de calculer l’obligation au titre des prestations projetées.

Le taux d’actualisation utilisé pour calculer le coût des prestations est déterminé en fonction du rendement d’obligations à long terme de sociétés de haute qualité dans le pays de chaque société en exploitation ainsi qu’en fonction du rendement d’obligations dont la durée est la même que l’obligation au titre des prestations projetées jusqu’au 1[er] janvier de l’exercice financier. Le tableau qui suit présente le taux d’actualisation utilisé aux fins du calcul du coût des prestations et le rendement prévu des actifs de chacun des régimes :

			2020			2019
	Taux d’actualisation			Taux d’actualisation
	utilisé aux fins du		Rendement	utilisé aux fins du		Rendement
	calcul du	prévu des actifs			calcul du	prévu des actifs
	coût desprestations		des régimes	coût desprestations		des régimes
Régime de retraite de TECO Energy	3,22	%	7,00 %	4,34 % / 3,13 %		7,35 % / 7,00 %
Régime de retraite complémentaire des
dirigeants de TECO Energy1)	2,78	%	s.o.		4,02 %	s.o.
Régime de rétablissement des avantages de
TECO Energy1)	2,81	%	s.o.	4,12 % /	3,94 % / 3,32 %	s.o.
Régime de santé et bien-être des retraités
de TECO Energy	3,32	%	s.o.		4,38 %	s.o.
Régime d’assistance médicale des retraités
de New Mexico Gas Company	3,32	%	3,25 %		4,39 %	3,25 %
NSPI	3,13 %, 3,21	%	5,75 %		3,83 %	6,00 %
Salariés de GBPC	4,25	%	6,00 %		4,25 %	6,00 %
Syndicat de GBPC	5,00	%	5,00 %		5,00 %	5,00 %

1) Le taux d’actualisation et le rendement prévu des actifs des régimes utilisés aux fins du calcul du coût des prestations sont mis à jour tout au long de l’exercice à mesure que des événements spéciaux se produisent, comme des règlements et des réductions.

2) Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine. Le taux d’actualisation utilisé aux fins du calcul du coût des prestations et le rendement prévu des actifs des régimes jusqu’à cette date étaient respectivement de 3,18 % (4,19 % en 2019) et de 6,35 % (6,35 % en 2019) pour Bangor Hydro, et de 3,09 % (4,12 % en 2019) et de 6,55 % (6,55 % en 2019) pour Maine Public Service.

Selon les estimations formulées par la direction, le coût des prestations constaté à l’égard des régimes à prestations déterminées et à cotisations déterminées s’élevait à 87 millions de dollars en 2020 (84 millions de dollars en 2019). Plusieurs hypothèses influent sur le coût des prestations constaté, y compris les hypothèses formulées relativement au taux d’actualisation et au taux de rendement. Une variation de 0,25 pour cent des hypothèses relatives au taux d’actualisation et au taux de rendement des actifs aurait eu une incidence à la hausse ou à la baisse sur le coût des prestations de 2020 de 6 millions de dollars et de 5 millions de dollars, respectivement (9 millions de dollars et 6 millions de dollars, respectivement, en 2019).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

PRODUITS NON FACTURÉS

Les produits tirés des ventes d’électricité et de gaz sont facturés de manière systématique sur une période de un ou de deux mois, dans le cas de NSPI, et de un mois dans le cas des autres entreprises de services publics d’Emera. À la fin de chaque mois, la société procède à une estimation de l’électricité livrée aux clients depuis la date à laquelle leur compteur a été relevé pour la dernière fois et elle détermine les produits qu’elle en tire, mais qui n’ont pas encore été facturés. Les produits non facturés sont établis de façon estimative en se basant sur plusieurs facteurs, y compris la production d’électricité pour le mois courant, la quantité estimative d’électricité consommée par les différentes catégories de clients, les conditions climatiques, les pertes en ligne, les modifications inter-périodes des catégories de clients et les tarifs applicables. Dans la mesure où les produits non facturés sont calculés en se fondant sur de telles estimations, les résultats réels peuvent différer des résultats estimatifs. Au 31 décembre 2020, les produits non facturés totalisaient 286 millions de dollars (265 millions de dollars en 2019) pour des produits d’exploitation provenant des activités réglementées totalisant 5 476 millions de dollars pour l’année (5 850 millions de dollars en 2019).

IMMOBILISATIONS CORPORELLES

Les immobilisations corporelles représentent 63 pour cent du total de l’actif constaté dans le bilan de la société. Ces « immobilisations corporelles » comprennent les actifs de production, de transport et de distribution de l’électricité ainsi que d’autres actifs de la société. L’amortissement est calculé suivant la méthode linéaire, d’après les durées de vie utile résiduelles estimatives des immobilisations amortissables de chaque catégorie. Les durées de vie utile des immobilisations corporelles réglementées sont établies d’après des évaluations méthodiques des amortissements et elles doivent être approuvées par l’organisme de réglementation pertinent. Étant donné l’ampleur des immobilisations corporelles de la société, des modifications aux taux d’amortissement estimatifs peuvent avoir une incidence importante sur la dotation aux amortissements et le cumul des amortissements.

La dotation à l’amortissement s’est établie à 860 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (881 millions de dollars en 2019).

TESTS DE DÉPRÉCIATION DU GOODWILL

Le goodwill fait l’objet d’un test de dépréciation au niveau de l’unité d’exploitation une fois l’an, ainsi qu’au cours des périodes intermédiaires lorsqu’il existe des indications qu’il pourrait avoir subi une perte de valeur. Les unités d’exploitation se situent généralement au niveau du secteur d’exploitation ou à un niveau inférieur à celui du secteur d’exploitation. Les unités d’exploitation ayant des caractéristiques similaires sont regroupées afin de déterminer si le goodwill a subi une dépréciation. Lorsqu’elle procède au test de dépréciation du goodwill, la direction doit exercer son jugement afin de déterminer les hypothèses et estimations importantes. Les entités soumettant le goodwill à un test de dépréciation ont la possibilité de procéder tout d’abord à une appréciation qualitative afin de déterminer si une appréciation quantitative est nécessaire. Les hypothèses importantes qui ont été utilisées dans le cadre de l’appréciation qualitative se rapportent notamment aux conditions macroéconomiques, à la conjoncture du secteur d’activité et du marché et à la performance financière globale.

Si la société réalise une appréciation qualitative, mais détermine qu’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur soit inférieure à sa valeur comptable, ou si elle choisit de ne pas procéder à l’appréciation qualitative, elle doit réaliser un test quantitatif. Le test quantitatif consiste à comparer la juste valeur de l’unité d’exploitation à sa valeur comptable, y compris le goodwill. Si la valeur comptable de l’unité d’exploitation excède sa juste valeur, une perte de valeur est comptabilisée en réduction du goodwill et à titre de charge imputée aux charges d’exploitation. Les hypothèses importantes servant à estimer la juste valeur comprennent celles relatives aux taux d’actualisation et de croissance, aux tarifs, à l’évaluation de la perte d’exploitation nette des unités d’exploitation, au rendement des entreprises du secteur des services publics et aux opérations réalisées par celles-ci, aux flux de trésorerie projetés au titre des activités d’exploitation et des dépenses en immobilisations ainsi qu’à la juste valeur de la dette. Lors du test de dépréciation du goodwill de 2020, la direction a examiné les répercussions possibles de la pandémie de COVID-19 sur les bénéfices futurs des unités d’exploitation.

Au 31 décembre 2020, la valeur comptable totale du goodwill de la société s’établissait à 5 720 millions de dollars (5 835 millions de dollars au 31 décembre 2019). Ce goodwill représente l’excédent du prix d’achat pour TECO Energy (unités d’exploitation Tampa Electric, PGS et NMGC) et GBPC sur le montant des justes valeurs attribuées aux actifs identifiables acquis et aux passifs pris en charge. La variation de la valeur comptable du goodwill de 2019 à 2020 est attribuable au raffermissement du dollar canadien sur les soldes du goodwill.

Au 31 décembre 2020, une tranche de 5 649 millions de dollars du goodwill d’Emera se rapportait à TECO Energy (unités d’exploitation Tampa Electric, PGS et NMGC). Une évaluation qualitative a été réalisée pour ces unités d’exploitation compte tenu de l’important excédent de la juste valeur sur les valeurs comptables calculé lors du dernier test quantitatif réalisé au quatrième trimestre de 2019. La direction a conclu qu’il était plus probable qu’improbable que la juste valeur de ces unités d’exploitation excède leur valeur comptable respective, y compris le goodwill. Par conséquent, aucun test quantitatif n’était requis.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

Une perte de valeur du goodwill de GBPC de 30 millions de dollars a été comptabilisée en 2019, en raison d’une révision à la baisse des flux de trésorerie futurs prévus à la suite des travaux de restauration entrepris par suite des dommages causés par l’ouragan Dorian et des changements à la structure du capital réglementé à long terme prévue de GBPC. Au 31 décembre 2020, une tranche de 68 millions de dollars du goodwill d’Emera se rapportait à GBPC. Au quatrième trimestre de 2020, la société a procédé à un test de dépréciation quantitatif pour GBPC, car cette unité d’exploitation est plus sensible aux variations des bénéfices futurs prévus en raison de l’excédent limité de la juste valeur sur la valeur comptable. À la lumière de cette évaluation, il a été estimé que la juste valeur de l’unité d’exploitation dépassait sa valeur comptable, y compris le goodwill, d’environ cinq pour cent. Des modifications défavorables des hypothèses importantes pourraient entraîner une perte de valeur au cours des périodes à venir. Se reporter à la note 22 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

La juste valeur marchande des unités d’exploitation peut varier d’une période à l’autre, étant donné qu’il est nécessaire de recourir à des hypothèses concernant les flux de trésorerie futurs. Des mesures défavorables prises par les autorités de réglementation, notamment des réductions importantes du RCP autorisé pour Tampa Electric, PGS, NMGC ou GBPC, pourraient avoir une incidence négative sur le goodwill au cours des périodes à venir. De même, des modifications d’autres hypothèses importantes à l’égard de la juste valeur, comme il est décrit ci-dessus, pourraient avoir des répercussions défavorables sur le goodwill au cours des périodes à venir.

ÉVALUATION DE LA DÉPRÉCIATION DES ACTIFS À LONG TERME

Conformément aux lignes directrices relatives à la comptabilisation des actifs à long terme, la société évalue si les actifs à long terme et les immobilisations incorporelles ont subi une perte de valeur lorsque survient un événement déclencheur, tel qu’une désorganisation des marchés ou la vente d’une entreprise. L’examen des actifs à long terme mené afin de déceler s’ils ont subi une perte de valeur nécessite une comparaison des flux de trésorerie futurs attendus non actualisés avec la valeur comptable de l’actif. Lorsque l’analyse des flux de trésorerie non actualisés indique qu’un actif à long terme n’est pas recouvrable, le montant de la perte de valeur est déterminé en mesurant l’excédent de la valeur comptable de l’actif à long terme sur sa juste valeur estimative.

La société est d’avis que les estimations comptables liées aux pertes de valeur d’actifs représentent des estimations critiques parce qu’elles sont appelées à changer et que l’incidence d’une dépréciation sur les actifs présentés et le bénéfice pourrait être importante. La direction doit formuler des hypothèses fondées sur des prévisions relatives aux résultats d’exploitation pour des périodes prolongées ou des périodes futures indéterminées ou sur des prévisions des conditions de marché courantes ou attendues pour de telles périodes. Les marchés peuvent présenter des incertitudes importantes. Les estimations reposant sur les prévisions de la société à l’égard de l’utilisation et des périodes de détention des actifs sont fondées sur les budgets et les projections internes à long terme, qui tiennent compte de facteurs externes et des forces du marché à la clôture de chaque période de présentation de l’information financière. Les hypothèses formulées sont conformes aux approches et aux hypothèses généralement utilisées par le secteur pour évaluer et déterminer les prix.

La direction s’est posé la question à savoir si les répercussions possibles de la pandémie de COVID-19 sur les flux de trésorerie futurs non actualisés pourraient indiquer que les actifs à long terme ne sont pas recouvrables. Au 31 décembre 2020, il n’existait aucun indice de dépréciation des actifs à long terme d’Emera. En raison de l’incidence de la COVID-19, une dépréciation des actifs à long terme de la société pourrait se produire au cours des périodes à venir; cependant, rien n’indique à l’heure actuelle que l’incidence sur les flux de trésorerie futurs serait telle que les actifs à long terme de la société ne seraient pas recouvrables.

Au premier trimestre de 2020, des pertes de valeur de 25 millions de dollars (26 millions de dollars après impôts) ont été comptabilisées à l’égard de certains actifs et prises en compte dans la perte de valeur inscrite à l’état des résultats consolidé. En 2019, par suite des dommages causés par l’ouragan Dorian qui a frappé l’île de Grand Bahama, la société avait comptabilisé une perte de valeur de 18 millions de dollars américains. Ce montant a été entièrement recouvré auprès de ses assureurs.

IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

Les impôts sur les bénéfices sont calculés en fonction du traitement fiscal prévu des opérations constatées aux états financiers consolidés. Aux fins de ce calcul, les lois fiscales sont interprétées dans divers territoires, la probabilité de recouvrement des actifs d’impôts reportés dans le cadre du bénéfice imposable futur est évaluée, et des hypothèses sont posées quant au moment prévu de la contre-passation des actifs et des passifs d’impôts reportés. L’incertitude entourant l’application des lois et des règlements en matière d’impôt et l’issue des vérifications par les autorités fiscales exigent que des jugements et des estimations soient formulés aux fins de l’établissement des montants devant être comptabilisés et du calcul des taux d’intérêt effectifs. Seules les économies d’impôt qui répondent au critère du « plus probable qu’improbable » peuvent être comptabilisées ou continuer de l’être. Les économies d’impôt non comptabilisées sont évaluées chaque trimestre, et les variations sont comptabilisées d’après la nouvelle information disponible, notamment les lignes directrices pertinentes publiées par les tribunaux ou les autorités fiscales et les résultats des examens des déclarations fiscales de la société.

La société est d’avis que l’estimation comptable relative aux impôts sur les bénéfices représente une estimation critique. La réalisation d’actifs d’impôts reportés dépend du résultat imposable (tant du résultat d’exploitation que du revenu d’investissement) qui sera généré au cours des périodes futures. Une modification de la provision pour moins-value estimative pourrait avoir une incidence notable sur les actifs présentés et les résultats d’exploitation. Les mesures administratives découlant des modifications apportées aux lois et à la réglementation fiscales par les autorités fiscales ainsi que l’incertitude entourant l’application des lois et règlements en matière d’impôt pourraient donner lieu à une modification de l’estimation de la société des impôts sur les bénéfices et notamment éliminer ou réduire notre capacité à réaliser des économies d’impôts ou à nous prévaloir des actifs d’impôts reportés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D’IMMOBILISATIONS

L’évaluation de la juste valeur des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations exige que la société pose des hypothèses raisonnables à l’égard de la méthode et du moment du règlement lié aux coûts engagés aux termes d’une obligation juridique. Il existe des incertitudes quant à l’estimation des coûts futurs liés à la mise hors service d’immobilisations compte tenu d’événements potentiels, tels que des modifications aux lois et règlements et des avancées dans les technologies d’assainissement. Emera a des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations se rapportant à la remise en état d’actifs de production, de transport et de distribution, et d’actifs liés aux pipelines.

Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations représente la juste valeur des flux de trésorerie estimatifs nécessaires pour acquitter l’obligation future, calculée selon le taux sans risque ajusté en fonction de la qualité du crédit de la société. Les montants sont réduits en fonction des dépenses réelles engagées. Les flux de trésorerie futurs estimatifs sont établis en fonction d’évaluations terminées des amortissements, de rapports de réhabilitation, de l’expérience passée, de la durée de vie utile estimative des immobilisations et des exigences réglementaires gouvernementales. La valeur actualisée du passif est comptabilisée, et la valeur comptable de l’immobilisation est augmentée en conséquence. Le montant immobilisé au départ est amorti de la même façon que l’immobilisation connexe. Au fil du temps, le passif est augmenté jusqu’à sa valeur future estimative. Une charge de désactualisation est incluse dans le poste « Amortissement ». Toute charge de désactualisation non encore approuvée par l’organisme de réglementation est comptabilisée au poste « Immobilisations corporelles » et incluse dans la prochaine évaluation des amortissements. Par conséquent, la variation des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations, ou la constatation de coûts découlant de la modification des facteurs mentionnés ci-dessus ne devraient pas avoir d’incidence sur les résultats d’exploitation de la société.

Certains actifs de production, de transport et de distribution peuvent être assortis d’obligations liées à la mise hors service d’immobilisations conditionnelles, qui doivent être estimées et constatées à titre de passif. Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations conditionnelle consiste en une obligation juridique de procéder à une activité de mise hors service d’immobilisations dont le moment et/ou la méthode de règlement sont tributaires d’un événement futur, qui peut échapper à la volonté de l’entreprise. La direction surveille ces obligations, et un passif est constaté à la juste valeur lorsqu’il est possible de l’établir.

Au 31 décembre 2020, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations inscrites au bilan se chiffraient à 178 millions de dollars (185 millions de dollars en 2019). La société estime que le montant non actualisé des flux de trésorerie nécessaire au règlement des obligations s’élève à environ 432 millions de dollars (422 millions de dollars en 2019), montant qui sera engagé entre 2021 et 2061. La majeure partie de ces coûts seront engagés entre 2028 et 2050.

INSTRUMENTS FINANCIERS

La société doit établir la juste valeur de tous les dérivés, sauf ceux qui sont admissibles à l’exception relative aux achats normaux et aux ventes normales. La juste valeur correspond au prix qui serait reçu à la vente d’un actif, ou versé à la cession d’un passif, dans le cadre d’une opération sans lien de dépendance ordonnée conclue entre des participants du marché, à la date d’évaluation. Les évaluations à la juste valeur doivent tenir compte des hypothèses sur lesquelles se fonderaient les participants du marché afin d’établir le prix d’un actif ou d’un passif, selon les meilleurs renseignements qu’il est possible de trouver, y compris les risques inhérents à une technique d’évaluation particulière, comme un modèle d’établissement du prix, et aux données utilisées par le modèle.

ÉTABLISSEMENT DU NIVEAU ET CLASSEMENT

La société utilise les classements par le niveau 1, 2 et 3 dans le cadre de la hiérarchie de la juste valeur. L’évaluation à la juste valeur d’un instrument financier n’est incluse que dans l’un des trois niveaux, et elle se fonde sur la donnée du niveau le plus bas pertinente à l’égard du calcul de la juste valeur. La juste valeur est établie, directement ou indirectement, au moyen de données qui peuvent être observées en ce qui concerne l’actif ou du passif. Dans certains cas uniquement, la société peut conclure des opérations sur produits de base qui ont des caractéristiques non standard s’il n’existe aucune donnée observable sur le marché ou qui font intervenir des contrats d’une durée supérieure à cinq ans.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

MODIFICATION DE MÉTHODES ET DE PRATIQUES COMPTABLES

Les nouvelles méthodes comptables conformes aux PCGR des États-Unis qui s’appliquent à la société et qu’elle a adoptées en 2020 sont décrites ci-dessous :

ÉVALUATION DES PERTES DE CRÉDIT SUR LES INSTRUMENTS FINANCIERS

Le 1[er] janvier 2020, la société a adopté l’Accounting Standard Update (« ASU ») 2016-13, intitulée Measurement of Credit Losses on Financial Instruments . La norme fournit des directives concernant l’évaluation des pertes de crédit liées aux actifs financiers et à certains autres instruments qui ne sont pas comptabilisés à la juste valeur par le biais du résultat net, ce qui comprend les créances clients et autres débiteurs, les titres d’emprunt, les investissements nets dans des contrats de location et les expositions au risque de crédit hors bilan. La nouvelle norme exige que les sociétés remplacent la méthodologie actuelle fondée sur les pertes de valeur subies par une méthodologie selon laquelle toutes les pertes de crédit attendues liées aux actifs financiers doivent être évaluées en fonction de l’expérience passée, des conditions courantes et de prévisions raisonnables et justifiables. La norme exige la présentation d’informations supplémentaires concernant les pertes de crédit, y compris concernant la méthodologie d’évaluation des pertes de crédit et les indicateurs de la qualité du crédit. L’adoption de la norme a entraîné une diminution de 7 millions de dollars des bénéfices non répartis inscrits dans les états financiers consolidés au 1[er] janvier 2020.

SIMPLIFICATION DE LA COMPTABILISATION DES IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

En décembre 2019, le FASB a publié l’ASU 2019-12, intitulée Simplifying the Accounting for Income Taxes . La norme simplifie la comptabilisation des impôts sur les bénéfices en éliminant certaines exceptions prévues par les lignes directrices de l’ASC 740 relatives à l’approche pour la ventilation des impôts de l’exercice. Elle simplifie également les aspects liés à la comptabilisation des impôts de franchise et des modifications des lois fiscales ou des taux d’impôt adoptées et apporte des éclaircissements sur la comptabilisation des transactions qui donnent lieu à une majoration de la valeur fiscale du goodwill. Cette norme s’applique aux exercices ouverts à compter du 15 décembre 2020, y compris aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, son adoption anticipée étant autorisée. La norme est appliquée à la fois de manière prospective et de manière rétrospective. La société a adopté la norme par anticipation en date du 1[er] janvier 2020, sans que cela n’ait d’incidence sur ses états financiers consolidés.

ALLÉGEMENT À L’ÉGARD DES CONSÉQUENCES DE LA RÉFORME DES TAUX D’INTÉRÊT DE RÉFÉRENCE SUR LA COMMUNICATION DE L’INFORMATION FINANCIÈRE

Au quatrième trimestre de 2020, la société a adopté l’ASU 2020-04, intitulée Reference Rate Reform (Topic 848): Facilitation of the Effects of Reference Rate Reform on Financial Reporting . La norme prévoit des choix et des exceptions liés à l’application des PCGR des États-Unis aux modifications de contrats et aux relations de couverture qui font référence au taux interbancaire offert à Londres (« TIOL ») ou à tout autre taux de référence qui devrait cesser d’être utilisé. La directive était en vigueur à la date d’émission et les entités peuvent choisir de l’appliquer de manière prospective jusqu’au 31 décembre 2022. La réforme des taux d’intérêt de référence n’aura pas d’incidence significative sur les états financiers consolidés. En novembre 2020, la Réserve fédérale a prorogé la période de suppression progressive du TIOL jusqu’en juin 2023. La société continuera de surveiller l’incidence que cela pourrait avoir sur l’application de la norme.

PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

La société prend en considération la méthode d’application et l’incidence de toutes les ASU publiées par le FASB. Les mises à jour suivantes ont été publiées par le FASB, mais, tel qu’il est permis, Emera ne les a pas encore adoptées. Les ASU dont il n’est pas fait mention ci-dessous ont été évaluées, mais il a été établi que soit elles ne s’appliquaient pas à la société, soit elles n’avaient qu’une incidence négligeable sur les états financiers consolidés.

COMPTABILISATION DES TITRES CONVERTIBLES ET DES CONTRATS D’UNE ENTITÉ VISANT SES CAPITAUX PROPRES

En août 2020, le FASB a publié l’ASU 2020-06, intitulée Debt – Debt with Conversion and Other Options (Subtopic 470-20) et Derivatives and Hedging – Contracts in Entity’s Own Equity (Subtopic 815-40) . La norme simplifie la comptabilisation des titres de créance sous forme de débentures convertibles et des actions privilégiées convertibles, en plus de modifier les obligations d’information. La norme met à jour également les directives portant sur l’exclusion du champ d’application des dérivés pour les contrats d’une entité visant ses capitaux propres ainsi que les directives connexes portant sur le résultat par action. Les directives s’appliqueront aux exercices, y compris aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2021. L’adoption anticipée est permise, mais au plus tôt pour les exercices ouverts après le 15 décembre 2020. La norme peut être appliquée soit au moyen d’une méthode de transition rétrospective modifiée, soit au moyen d’une méthode de transition pleinement rétrospective. La société a adopté par anticipation la norme en date du 1[er] janvier 2021 en utilisant la méthode rétrospective modifiée. L’adoption de cette norme n’a pas eu d’incidence significative sur les états financiers consolidés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE GESTION

OBLIGATIONS EN MATIÈRE D’INFORMATIONS À FOURNIR SUR LES TITRES DE CRÉANCE GARANTIS

En octobre 2020, le FASB a publié l’ASU 2020-09, intitulée Debt (Topic 470): Amendments to SEC Paragraphs pursuant to SEC Release No. 33-10762 . Les modifications de la norme s’alignent sur les nouvelles règles de la SEC à l’égard des changements apportés aux obligations en matière d’informations à fournir sur certains titres de créance nominatifs garantis. Elles comprennent la simplification des informations à fournir, l’amélioration de certaines informations à fournir dans les notes et la possibilité de présenter les informations à fournir à l’extérieur des états financiers. Les directives s’appliqueront aux rapports annuels déposés pour les exercices se terminant après le 4 janvier 2021, l’adoption anticipée étant toutefois autorisée. La société évalue actuellement l’incidence qu’aura l’adoption de la norme sur ses états financiers consolidés.

RÉCAPITULATIF DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Pour les trimestres clos
en millions de dollars canadiens	T4	T3	T2	T1	T4	T3	T2	T1
(sauf les montantspar action)	2020	2020	2020	2020	2019	2019	2019	2019
Produits d’exploitation	1 537 $	1 163 $	1 169 $	1 637 $	1 616 $	1 299 $	1 378 $	1 818 $
Bénéfice net attribuable aux
porteurs d’actions ordinaires	273	84	58	523	193	55	103	312
Bénéfice net ajusté attribuable aux
porteurs d’actions ordinaires	188	166	118	193	145	122	130	224
Résultat de base par
action ordinaire	1,09	0,34	0,24	2,14	0,79	0,23	0,43	1,32
Résultat diluépar action ordinaire	1,08	0,34	0,23	2,13	0,80	0,23	0,43	1,32
Résultat ajusté de base par
action ordinaire	0,75	0,67	0,48	0,79	0,60	0,51	0,54	0,95

Le caractère saisonnier des activités influe sur les produits d’exploitation trimestriels et le bénéfice net ajusté trimestriel attribuable aux porteurs d’actions ordinaires. Le premier trimestre dégage des bénéfices élevés, étant donné qu’une partie importante des activités de la société est située dans le nord-est de l’Amérique du Nord, où l’hiver constitue la saison de pointe en matière de consommation d’électricité. Le troisième trimestre contribue à des bénéfices élevés puisqu’il correspond à la saison estivale en Floride, soit la période de pointe de consommation d’électricité. Les conditions météorologiques de nature saisonnière ou autre, de même que la fréquence et la violence des tempêtes, peuvent influer sur la demande d’énergie ainsi que sur le coût de la prestation des services. Les éléments décrits à la rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » pourraient également influer sur les résultats trimestriels. En 2020, les résultats trimestriels tiennent compte de l’incidence de la pandémie de COVID-19 à compter de mars 2020. Se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » pour plus de précisions.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE LA DIRECTION

Responsabilité de la direction pour les états financiers

Les états financiers consolidés ci-joints d’Emera Inc. et l’information contenue dans le présent rapport annuel sont la responsabilité de la direction et ont été approuvés par le conseil d’administration (le «conseil»).

Les états financiers consolidés ont été dressés par la direction conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Lorsqu’il était possible d’appliquer d’autres méthodes comptables, la direction a choisi celles qu’elle a jugées les plus appropriées dans les circonstances. L’utilisation d’estimations est parfois nécessaire dans la préparation de ces états financiers consolidés lorsque des opérations qui portent sur la période comptable écoulée ne peuvent être arrêtées avec certitude avant une période ultérieure. La direction croit qu’elle a établi ces estimations, qui sont adéquatement reflétées dans les états financiers consolidés ci-joints, en exerçant son jugement avec soin et en tenant compte d’un seuil d’importance relative raisonnable. La direction a déterminé ces montants de manière raisonnable, afin d’assurer que les états financiers consolidés sont présentés fidèlement à tous les égards importants. La direction a aussi préparé l’information financière présentée ailleurs dans le rapport annuel et s’est assurée de sa concordance avec les états financiers consolidés.

Emera Inc. maintient des systèmes de contrôles internes comptables et administratifs efficaces, moyennant un coût raisonnable. Ces systèmes sont conçus de manière à fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et exacte et que les actifs d’Emera Inc. sont correctement comptabilisés et bien protégés.

Le conseil est chargé d’assurer que la direction assume ses responsabilités à l’égard de la présentation de l’information financière et il est l’ultime responsable de l’examen et de l’approbation des états financiers consolidés. Le conseil s’acquitte de cette responsabilité principalement par l’entremise de son comité d’audit.

Le comité d’audit est nommé par le conseil, et ses membres sont des administrateurs qui ne sont ni des dirigeants ni des employés d’Emera Inc. Le comité d’audit rencontre périodiquement la direction, ainsi que les auditeurs internes et externes, afin de discuter des contrôles internes exercés sur le processus de présentation de l’information financière, des questions d’audit et des questions de présentation de l’information financière, de s’assurer que chaque partie remplit correctement ses fonctions et d’examiner le rapport annuel, les états financiers consolidés et le rapport des auditeurs indépendants. Le comité d’audit fait part de ses constatations au conseil pour que ce dernier s’y penche au moment d’approuver la publication des états financiers consolidés à l’intention des actionnaires. De plus, le comité d’audit étudie, afin de soumettre à l’examen du conseil et à l’approbation des actionnaires, la nomination des auditeurs indépendants.

Les états financiers consolidés ont été audités par les auditeurs indépendants, Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., conformément aux normes d’audit généralement reconnues du Canada et aux normes du Public Company Accounting Oversight Board. Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L. a librement et pleinement accès au comité d’audit.

Le 16 février 2021

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«Scott Balfour» Président et chef de la direction

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«Gregory Blunden» Chef des finances

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE L’AUDITEUR INDÉPENDANT

Aux actionnaires et au conseil d’administration d’Emera Inc.

Opinion

Nous avons effectué l’audit des états financiers consolidés d’Emera Inc. (la «société»), qui comprennent les bilans consolidés aux 31 décembre 2020 et 2019, et les états des résultats consolidés, les états du résultat étendu consolidés, les états des variations des capitaux propres consolidés et les états des flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes annexes, y compris le résumé des principales méthodes comptables.

À notre avis, les états financiers consolidés ci-joints donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière consolidée de la société aux 31 décembre 2020 et 2019, ainsi que des résultats consolidés de son exploitation et de ses flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, conformément aux principes comptables généralement reconnus («PCGR») des États-Unis.

Fondement de l’opinion

Nous avons effectué notre audit conformément aux normes d’audit généralement reconnues du Canada. Les responsabilités qui nous incombent en vertu de ces normes sont plus amplement décrites dans la section «Responsabilités de l’auditeur à l’égard de l’audit des états financiers consolidés» du présent rapport. Nous sommes indépendants de la société conformément aux règles de déontologie qui s’appliquent à l’audit des états financiers consolidés au Canada et nous nous sommes acquittés des autres responsabilités déontologiques qui nous incombent selon ces règles. Nous estimons que les éléments probants que nous avons obtenus sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion d’audit.

Questions clés de l’audit

Les questions clés de l’audit sont les questions qui, selon notre jugement professionnel, ont été les plus importantes dans l’audit des états financiers consolidés de la période considérée. Ces questions ont été traitées dans le contexte de l’audit des états financiers consolidés pris dans leur ensemble et aux fins de la formation de l’opinion de l’auditeur sur ceux-ci, et nous n’exprimons pas une opinion distincte sur ces questions. Notre description de la façon dont chaque question ci-après a été traitée dans le cadre de l’audit est fournie dans ce contexte.

Nous nous sommes acquittés des responsabilités décrites dans la section «Responsabilités de l’auditeur à l’égard de l’audit des états financiers consolidés» du présent rapport, y compris à l’égard de ces questions. Par conséquent, notre audit a comporté la mise en œuvre de procédures conçues dans le but de répondre à notre évaluation des risques d’anomalies significatives dans les états financiers consolidés. Les résultats de nos procédures d’audit, y compris les procédures mises en œuvre pour répondre aux questions ci-après, fournissent le fondement de notre opinion d’audit sur les états financiers consolidés ci-joints.

Comptabilisation des effets de la réglementation des tarifs

Question clé Comme il est indiqué à la note 7 des états financiers consolidés, la société présente des actifs réglementaires de de l’audit 1,6 milliard de dollars et des passifs réglementaires de 2,0 milliards de dollars. Les filiales à tarifs réglementés de la société sont assujetties à la réglementation de diverses autorités fédérales, étatiques et provinciales dans les régions où elles exercent leurs activités. Les tarifs réglementés sont conçus pour recouvrer les coûts prudemment engagés afin de fournir des produits ou services réglementés et permettent de dégager un rendement raisonnable sur le capital investi ou les actifs, selon le cas. Outre les actifs réglementaires et passifs réglementaires, la réglementation des tarifs a une incidence sur plusieurs postes des états financiers, notamment les immobilisations corporelles, les produits et les charges d’exploitation, les impôts sur les bénéfices et la dotation aux amortissements.

L’audit de l’incidence de la réglementation des tarifs sur les états financiers de la société est complexe et nécessite une grande part de jugement en raison des jugements importants portés par la société pour appuyer le traitement comptable des questions réglementaires et les informations fournies à cet effet lorsque les décisions ou ordonnances réglementaires définitives n’ont pas encore été rendues ou lorsque les formules réglementaires sont complexes. L’évaluation de l’incidence potentielle des décisions réglementaires futures sur les états financiers comporte également une part de subjectivité. Bien que la société s’attende à recouvrer les coûts par l’intermédiaire des tarifs imposés aux clients, il existe un risque que l’organisme de réglementation n’approuve pas le recouvrement intégral des coûts engagés. Les jugements portés par la société comprennent une évaluation de la probabilité de recouvrement et du recouvrement des coûts engagés, du rejet d’une partie du coût des immobilisations corporelles récemment achevées et des travaux de construction en cours, ou des remboursements probables aux clients à même les tarifs futurs.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE L’AUDITEUR INDÉPENDANT

Comptabilisation des effets de la réglementation des tarifs

Façon dont la Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui ont compris, entre autres, l’appréciation de l’évaluation question a été faite par la société de la probabilité de recouvrement futur des actifs réglementaires, des immobilisations traitée dans corporelles et du remboursement au titre des passifs réglementaires en obtenant et en examinant les ordonnances le cadre de l’audit réglementaires, les dépôts, les témoignages, les audiences et la correspondance pertinents, ainsi que d’autres informations accessibles au public. En ce qui concerne les questions réglementaires pour lesquelles des décisions ou des ordonnances réglementaires n’ont pas encore été rendues, nous avons examiné les dépôts des filiales à tarifs réglementés afin de relever tout élément probant susceptible de contredire les assertions de la société, et avons passé en revue d’autres ordonnances réglementaires, dépôts et correspondances d’autres entités du même territoire ou de territoires semblables afin d’apprécier la probabilité de recouvrement à même les tarifs futurs en fonction de la façon dont l’organisme de réglementation traite les coûts similaires dans des circonstances comparables. Nous avons obtenu et évalué une analyse de la société, et l’avons corroborée au besoin par des lettres du conseiller juridique, concernant les recouvrements de coûts ou les modifications tarifaires futures. Nous avons également apprécié la méthode, l’exactitude et l’exhaustivité des calculs de la société à l’égard des soldes des actifs réglementaires et des passifs réglementaires en fonction des provisions et des formules décrites dans les ordonnances tarifaires et autres correspondances avec les organismes de réglementation. Nous avons évalué les informations fournies par la société liées à l’incidence de la réglementation des tarifs.

Évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés et informations fournies à leur égard

Question clé Les actifs et passifs dérivés détenus à des fins de transaction de respectivement 152 millions de dollars et de l’audit 359 millions de dollars, présentés à la note 15 des états financiers consolidés, sont évalués à la juste valeur. La société a comptabilisé des gains réalisés et latents de 200 millions de dollars au cours de l’exercice relativement aux instruments dérivés détenus à des fins de transaction. L’audit de l’évaluation de la société des instruments dérivés détenus à des fins de transaction est complexe et nécessite une grande part de jugement en raison de la complexité des modalités contractuelles et des modèles d’évaluation, ainsi que des estimations importantes utilisées pour établir la juste valeur des contrats. Pour déterminer la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction, des hypothèses importantes sur la conjoncture économique et les conditions du marché futures, dont l’issue est incertaine, sont utilisées, notamment les courbes de prix à terme des produits de base provenant de tiers basées sur des marchés peu liquides, les coefficients de corrélation et les différentiels établis en interne, le risque de crédit propre à l’entité et les taux d’actualisation de la société. Ces hypothèses ont une incidence importante sur la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction.

Façon dont la Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui ont compris, entre autres, la revue des contrats et des question a été ententes conclus afin d’identifier les données et les hypothèses ayant une incidence sur l’évaluation des traitée dans instruments dérivés. Avec le soutien de nos spécialistes en évaluation, nous avons apprécié la méthode et le cadre de l’audit l’exactitude arithmétique des modèles d’évaluation de la société et comparé les courbes de prix des produits de base, les mesures de crédit et les taux d’actualisation utilisés par la société aux données du marché et aux données économiques actuelles. En ce qui concerne les courbes de prix à terme des produits de base, nous avons comparé les courbes de prix de la société à des courbes provenant de sources indépendantes. Nous avons également apprécié la méthode et l’exactitude arithmétique des calculs effectués par la société afin d’établir les coefficients de corrélation et les différentiels. De plus, nous avons apprécié si les informations fournies sur la hiérarchie des justes valeurs à la note 16 des états financiers consolidés étaient conformes à la source des données et hypothèses importantes utilisées pour déterminer la juste valeur des instruments dérivés.

Autres informations

La responsabilité des autres informations incombe à la direction. Les autres informations se composent :

du rapport de gestion;
des informations contenues dans le rapport annuel, outre les états financiers consolidés et nos rapports de l’auditeur sur ces états.

Notre opinion sur les états financiers consolidés ne s’étend pas aux autres informations et nous n’exprimons aucune forme d’assurance que ce soit sur ces informations.

En ce qui concerne notre audit des états financiers consolidés, notre responsabilité consiste à lire les autres informations et, ce faisant, à apprécier s’il existe une incohérence significative entre celles-ci et les états financiers consolidés ou la connaissance que nous avons acquise au cours de l’audit, ou encore si les autres informations semblent autrement comporter une anomalie significative.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE L’AUDITEUR INDÉPENDANT

Nous avons obtenu le rapport de gestion avant la date du présent rapport. Si, à la lumière des travaux que nous avons effectués, nous concluons à la présence d’une anomalie significative dans les autres informations, nous sommes tenus de signaler ce fait. Nous n’avons rien à signaler à cet égard.

Nous nous attendons à obtenir le rapport annuel après la date du présent rapport. Si, à la lumière des travaux que nous effectuerons sur les autres informations contenues dans le rapport annuel, nous concluons à la présence d’une anomalie significative dans les autres informations, nous serons tenus de signaler ce fait aux responsables de la gouvernance.

Responsabilités de la direction et des responsables de la gouvernance à l’égard des états financiers consolidés

La direction est responsable de la préparation et de la présentation fidèle des états financiers consolidés conformément aux PCGR des États-Unis, ainsi que du contrôle interne qu’elle considère comme nécessaire pour permettre la préparation d’états financiers consolidés exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs.

Lors de la préparation des états financiers consolidés, c’est à la direction qu’il incombe d’évaluer la capacité de la société à poursuivre son exploitation, de communiquer, le cas échéant, les questions relatives à la continuité de l’exploitation et d’appliquer le principe comptable de continuité d’exploitation, sauf si la direction a l’intention de liquider la société ou de cesser son activité ou si aucune solution réaliste ne s’offre à elle.

Il incombe aux responsables de la gouvernance de surveiller le processus d’information financière de la société.

Responsabilités de l’auditeur à l’égard de l’audit des états financiers consolidés

Nos objectifs sont d’obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers consolidés pris dans leur ensemble sont exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs, et de délivrer un rapport de l’auditeur contenant notre opinion. L’assurance raisonnable correspond à un niveau élevé d’assurance, qui ne garantit toutefois pas qu’un audit réalisé conformément aux normes d’audit généralement reconnues du Canada permettra toujours de détecter toute anomalie significative qui pourrait exister. Les anomalies peuvent résulter de fraudes ou d’erreurs et elles sont considérées comme significatives lorsqu’il est raisonnable de s’attendre à ce que, individuellement ou collectivement, elles puissent influer sur les décisions économiques que les utilisateurs des états financiers consolidés prennent en se fondant sur ceux-ci.

Dans le cadre d’un audit réalisé conformément aux normes d’audit généralement reconnues du Canada, nous exerçons notre jugement professionnel et faisons preuve d’esprit critique tout au long de cet audit. En outre :

nous identifions et évaluons les risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs, concevons et mettons en œuvre des procédures d’audit en réponse à ces risques, et réunissons des éléments probants suffisants et appropriés pour fonder notre opinion. Le risque de non-détection d’une anomalie significative résultant d’une fraude est plus élevé que celui d’une anomalie significative résultant d’une erreur, car la fraude peut impliquer la collusion, la falsification, les omissions volontaires, les fausses déclarations ou le contournement du contrôle interne;
nous acquérons une compréhension des éléments du contrôle interne pertinents pour l’audit afin de concevoir des procédures d’audit appropriées aux circonstances, et non dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne de la société;
nous apprécions le caractère approprié des méthodes comptables retenues et le caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, de même que des informations y afférentes fournies par cette dernière;
nous tirons une conclusion quant au caractère approprié de l’utilisation par la direction du principe comptable de continuité d’exploitation et, selon les éléments probants obtenus, quant à l’existence ou non d’une incertitude significative liée à des événements ou situations susceptibles de jeter un doute important sur la capacité de la société à poursuivre son exploitation. Si nous concluons à l’existence d’une incertitude significative, nous sommes tenus d’attirer l’attention des lecteurs de notre rapport sur les informations fournies dans les états financiers consolidés au sujet de cette incertitude ou, si ces informations ne sont pas adéquates, d’exprimer une opinion modifiée. Nos conclusions s’appuient sur les éléments probants obtenus jusqu’à la date de notre rapport. Des événements ou situations futurs pourraient par ailleurs amener la société à cesser son exploitation;
nous évaluons la présentation d’ensemble, la structure et le contenu des états financiers consolidés, y compris les informations fournies dans les notes, et apprécions si les états financiers consolidés représentent les opérations et événements sous-jacents d’une manière propre à donner une image fidèle;
nous obtenons des éléments probants suffisants et appropriés concernant l’information financière des entités et activités de la société pour exprimer une opinion sur les états financiers consolidés. Nous sommes responsables de la direction, de la supervision et de la réalisation de l’audit du groupe, et assumons l’entière responsabilité de notre opinion d’audit.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DE L’AUDITEUR INDÉPENDANT

Nous communiquons aux responsables de la gouvernance notamment l’étendue et le calendrier prévus des travaux d’audit et nos constatations importantes, y compris toute déficience importante du contrôle interne que nous aurions relevée au cours de notre audit.

Nous fournissons également aux responsables de la gouvernance une déclaration précisant que nous nous sommes conformés aux règles de déontologie pertinentes concernant l’indépendance, et leur communiquons toutes les relations et les autres facteurs qui peuvent raisonnablement être considérés comme susceptibles d’avoir des incidences sur notre indépendance ainsi que les sauvegardes connexes s’il y a lieu.

Parmi les questions communiquées aux responsables de la gouvernance, nous déterminons quelles ont été les plus importantes dans l’audit des états financiers consolidés de la période considérée : ce sont les questions clés de l’audit. Nous décrivons ces questions dans notre rapport, sauf si des textes légaux ou réglementaires en empêchent la publication ou si, dans des circonstances extrêmement rares, nous déterminons que nous ne devrions pas communiquer une question dans notre rapport parce que l’on peut raisonnablement s’attendre à ce que les conséquences néfastes de la communication de cette question dépassent les avantages pour l’intérêt public.

L’associé responsable de la mission d’audit au terme de laquelle le présent rapport de l’auditeur indépendant est délivré est Ivan Chittenden.

(signé) Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L. Comptables professionnels agréés

Halifax, Canada Le 16 février 2021

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT

Aux actionnaires et au conseil d’administration d’Emera Inc.

Opinion sur les états financiers consolidés

Nous avons effectué l’audit des bilans consolidés ci-joints d’Emera Inc. (la «société») aux 31 décembre 2020 et 2019, des états des résultats consolidés, des états du résultat étendu consolidés, des états des variations des capitaux propres consolidés et des états des flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes annexes et tableaux (collectivement, les «états financiers consolidés»). À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière consolidée de la société aux 31 décembre 2020 et 2019, ainsi que des résultats consolidés de son exploitation et de ses flux de trésorerie consolidés pour chacun des exercices compris dans la période de deux ans close le 31 décembre 2020, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis.

Fondement de l’opinion

La responsabilité de ces états financiers consolidés incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les états financiers consolidés de la société, sur la base de nos audits. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du Public Company Accounting Oversight Board («PCAOB») des États-Unis et sommes tenus d’être indépendants de la société conformément aux lois fédérales sur les valeurs mobilières des États-Unis et aux règles et règlements applicables de la Securities and Exchange Commission et du PCAOB.

Nous avons effectué nos audits conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous planifiions et réalisions les audits de façon à obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers consolidés ne comportent pas d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs. La société n’est pas tenue de faire effectuer un audit de son contrôle interne à l’égard de l’information financière et nous n’avions pas pour mission d’effectuer un tel audit. Dans le cadre de nos audits, nous devons acquérir une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, mais pas dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société. En conséquence, nous n’exprimons pas une telle opinion.

Nos audits impliquaient notamment la mise en œuvre de procédures en vue d’évaluer les risques que les états financiers consolidés comportent une anomalie significative, que celle-ci résulte de fraudes ou d’erreurs, et la mise en œuvre de procédures qui répondent à ces risques. Ces procédures comprenaient le contrôle par sondages d’éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Nos audits comportaient également l’appréciation des méthodes comptables retenues et des estimations importantes faites par la direction, de même que l’appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers consolidés. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à notre opinion.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT

Questions critiques de l’audit

Les questions critiques de l’audit ci-dessous sont des questions relevées au cours de l’audit des états financiers de la période considérée qui ont été ou doivent être communiquées au comité d’audit et qui 1) se rapportent à des comptes ou à des informations à fournir qui sont significatifs par rapport aux états financiers et 2) requièrent des jugements particulièrement difficiles, subjectifs ou complexes de notre part. La communication des questions critiques de l’audit ne modifie en rien notre opinion sur les états financiers consolidés pris dans leur ensemble et ne signifie pas que nous exprimons des opinions distinctes sur les questions critiques de l’audit ou sur les comptes ou les informations fournies connexes.

Comptabilisation des effets de la réglementation des tarifs

Description de Comme il est indiqué à la note 7 des états financiers consolidés, la société présente des actifs réglementaires de la question 1,6 milliard de dollars et des passifs réglementaires de 2,0 milliards de dollars. Les filiales à tarifs réglementés de la société sont assujetties à la réglementation de diverses autorités fédérales, étatiques et provinciales dans les régions où elles exercent leurs activités. Les tarifs réglementés sont conçus pour recouvrer les coûts prudemment engagés afin de fournir des produits ou services réglementés et permettent de dégager un rendement raisonnable sur le capital investi ou les actifs, selon le cas. Outre les actifs réglementaires et passifs réglementaires, la réglementation des tarifs a une incidence sur plusieurs postes des états financiers, notamment les immobilisations corporelles, les produits et les charges d’exploitation, les impôts sur les bénéfices et la dotation aux amortissements.

Façon dont nous Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui ont compris, entre autres, l’appréciation de l’évaluation avons traité la faite par la société de la probabilité de recouvrement futur des actifs réglementaires, des immobilisations question dans le corporelles et du remboursement au titre des passifs réglementaires en obtenant et en examinant les ordonnances cadre de l’audit réglementaires, les dépôts, les témoignages, les audiences et la correspondance pertinents, ainsi que d’autres informations accessibles au public. En ce qui concerne les questions réglementaires pour lesquelles des décisions ou des ordonnances réglementaires n’ont pas encore été rendues, nous avons examiné les dépôts des filiales à tarifs réglementés afin de relever tout élément probant susceptible de contredire les assertions de la société, et avons passé en revue d’autres ordonnances réglementaires, dépôts et correspondances d’autres entités du même territoire ou de territoires semblables afin d’apprécier la probabilité de recouvrement à même les tarifs futurs en fonction de la façon dont l’organisme de réglementation traite les coûts similaires dans des circonstances comparables. Nous avons obtenu et évalué une analyse de la société, et l’avons corroborée au besoin par des lettres du conseiller juridique, concernant les recouvrements de coûts ou les modifications tarifaires futures. Nous avons également apprécié la méthode, l’exactitude et l’exhaustivité des calculs de la société à l’égard des soldes des actifs réglementaires et des passifs réglementaires en fonction des provisions et des formules décrites dans les ordonnances tarifaires et autres correspondances avec les organismes de réglementation. Nous avons évalué les informations fournies par la société liées à l’incidence de la réglementation des tarifs.

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RAPPORT DU CABINET D’EXPERTS-COMPTABLES INSCRIT INDÉPENDANT

Évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés et informations fournies à leur égard

Description de Les actifs et passifs dérivés détenus à des fins de transaction de respectivement 152 millions de dollars et la question 359 millions de dollars, présentés à la note 15 des états financiers consolidés, sont évalués à la juste valeur. La société a comptabilisé des gains réalisés et latents de 200 millions de dollars au cours de l’exercice relativement aux instruments dérivés détenus à des fins de transaction.

L’audit de l’évaluation de la société des instruments dérivés détenus à des fins de transaction est complexe et nécessite une grande part de jugement en raison de la complexité des modalités contractuelles et des modèles d’évaluation, ainsi que des estimations importantes utilisées pour établir la juste valeur des contrats. Pour déterminer la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction, des hypothèses importantes sur la conjoncture économique et les conditions du marché futures, dont l’issue est incertaine, sont utilisées, notamment les courbes de prix à terme des produits de base provenant de tiers basées sur des marchés peu liquides, les coefficients de corrélation et les différentiels établis en interne, le risque de crédit propre à l’entité et les taux d’actualisation de la société. Ces hypothèses ont une incidence importante sur la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction.

Façon dont nous Nous avons mis en œuvre des procédures d’audit qui ont compris, entre autres, la revue des contrats et des avons traité la ententes conclus afin d’identifier les données et les hypothèses ayant une incidence sur l’évaluation des question dans le instruments dérivés. Avec le soutien de nos spécialistes en évaluation, nous avons apprécié la méthode et cadre de l’audit l’exactitude arithmétique des modèles d’évaluation de la société et comparé les courbes de prix des produits de base, les mesures de crédit et les taux d’actualisation utilisés par la société aux données du marché et aux données économiques actuelles. En ce qui concerne les courbes de prix à terme des produits de base, nous avons comparé les courbes de prix de la société à des courbes provenant de sources indépendantes. Nous avons également apprécié la méthode et l’exactitude arithmétique des calculs effectués par la société afin d’établir les coefficients de corrélation et les différentiels. De plus, nous avons apprécié si les informations fournies sur la hiérarchie des justes valeurs à la note 16 des états financiers consolidés étaient conformes à la source des données et hypothèses importantes utilisées pour déterminer la juste valeur des instruments dérivés.

(signé) Ernst & Young s.r.l./S.E.N.C.R.L. Comptables professionnels agréés

Nous agissons à titre d’auditeur de la société depuis 1998.

Halifax, Canada Le 16 février 2021

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc. ÉTATS DES RÉSULTATS CONSOLIDÉS

		Exercices clos les
Pour les		31 décembre
en millions de dollars canadiens (sauf les montantspar action)	2020	2019
Produits d’exploitation
Activités à tarifs réglementés – Électricité	4 442 $	4 769 $
Activités à tarifs réglementés – Gaz	1 034	1 081
Activités à tarifs non réglementés	30	261
Total desproduits d’exploitation(note 6)	5 506	6 111
Charges d’exploitation
Combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité (notes 17 et 19)	1 420	1 609
Coût réglementé du gaz naturel	293	350
Combustible non réglementé pour la production et l’achat d’électricité	4	66
Charges d’exploitation et d’entretien et charges générales	1 419	1 464
Impôt provincial, impôt d’État et taxes municipales	317	342
Amortissement	881	903
Pertes de valeur	25	34
Total des charges d’exploitation	4 359	4 768
Bénéfice d’exploitation	1 147	1 343
Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites (note 8)	149	154
Autres produits nets (note 9)	708	12
Intérêts débiteurs nets	679	738
Bénéfice avant provision pour impôts sur les bénéfices	1 325	771
Charge d’impôts sur les bénéfices(note 10)	341	61
Bénéfice net	984	710
Participations ne donnant pas le contrôle dans les filiales	1	2
Dividendes sur actionsprivilégiées	45	45
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires	938 $	663 $
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en millions) (note 12)
De base	248	240
Dilué	248	240
Résultat par action ordinaire (note 12)
De base	3,78 $	2,76 $
Dilué	3,78 $	2,76 $
Dividendes sur actions ordinaires déclarés	2,4750 $	2,3750 $

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

ÉTATS DU RÉSULTAT ÉTENDU CONSOLIDÉS

Pour les	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Bénéfice net	984 $	710 $
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts
Écart de conversion1)	(201)	(402)
Gains latents sur les couvertures de placements nets2), 3)	26	78
Couvertures de flux de trésorerie
Gains sur instruments dérivés, montant net	–	3
Moins : ajustement de reclassement des pertes incluses dans le bénéfice	2	3
Incidence nette des couvertures de flux de trésorerie	2	6
Variation nette de l’obligation non comptabilisée au titre des prestations de retraite et des avantages
complémentaires de retraite4)	(1)	74
Autres éléments du résultat étendu5)	(174)	(244)
Résultat étendu	810	466
Résultat étendu attribuable auxparticipations ne donnantpas le contrôle	1	1
Résultat étendu d’Emera Inc.	809 $	465 $

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

1) Déduction faite du recouvrement d’impôts de 1 million de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (néant en 2019).

2) La société a désigné des billets hybrides libellés en dollars américains d’un montant de 1,2 milliard de dollars comme couvertures du risque de change de ses placements nets dans des établissements dont les activités sont libellées en dollars américains.

3) Déduction faite de la charge d’impôts de 4 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (charge d’impôts de 1 million de dollars en 2019).

4) Déduction faite du recouvrement d’impôts de 1 million de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (charge d’impôts de 9 millions de dollars en 2019).

5) Déduction faite de la charge d’impôts de 2 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (charge d’impôts de 10 millions de dollars en 2019).

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc. BILANS CONSOLIDÉS

Emera Inc. BILANS CONSOLIDÉS
Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie	220 $	222 $
Liquidités soumises à restrictions (note 32)	34	51
Stocks (note 14)	453	467
Instruments dérivés (notes 15 et 16)	73	54
Actifs réglementaires (note 7)	165	121
Débiteurs et autres actifs à court terme (note 18)	1 233	1 486
Actifs détenus en vue de la vente(note 4)	–	85
	2 178	2 486
Immobilisations corporelles, déduction faite de l’amortissement cumulé
de respectivement 8 714 $ et 8 317 $(note 20)	19 535	18 167
Autres actifs
Impôts sur les bénéfices reportés (note 10)	209	186
Instruments dérivés (notes 15 et 16)	25	33
Actifs réglementaires (note 7)	1 419	1 431
Placement net dans un contrat de location-financement (note 19)	475	473
Placements sous influence notable (note 8)	1 346	1 312
Écart d’acquisition (note 22)	5 720	5 835
Autres actifs à long terme	327	300
Actifs détenus en vue de la vente(note 4)	–	1 619
	9 521	11 189
Total de l’actif	31 234 $	31 842 $

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

BILANS CONSOLIDÉS (suite)

Emera Inc. BILANS CONSOLIDÉS(suite)
Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Dette à court terme (note 23)	1 625 $	1 537 $
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an (note 25)	1 382	501
Créditeurs	1 148	1 118
Instruments dérivés (notes 15 et 16)	251	268
Passifs réglementaires (note 7)	129	295
Autres passifs à court terme (note 24)	340	333
Passifs liés à des actifs détenus en vue de la vente (note 4)	–	114
	4 875	4 166
Passif à long terme
Dette à long terme (note 25)	12 339	13 679
Impôts sur les bénéfices reportés (note 10)	1 629	1 285
Instruments dérivés (notes 15 et 16)	87	102
Passifs réglementaires (note 7)	1 832	1 886
Obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite (note 21)	453	460
Autres passifs à long terme (notes 8 et 26)	781	764
Passifs à longterme liés aux actifs détenus en vue de la vente(note 4)	–	899
	17 121	19 075
Capitaux propres
Actions ordinaires (note 11)	6 705	6 216
Actions privilégiées cumulatives (note 28)	1 004	1 004
Surplus d’apport	79	78
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 13)	(79)	95
Bénéfices non répartis	1 495	1 173
Total des capitaux propres d’Emera Inc.	9 204	8 566
Participations ne donnantpas le contrôle dans les filiales(note 29)	34	35
Total des capitauxpropres	9 238	8 601
Total du passif et des capitaux propres	31 234 $	31 842 $

Engagements et autres éventualités (note 27)

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

Approuvé au nom du conseil d’administration,

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«M. Jacqueline Sheppard» Présidente du conseil

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«Scott Balfour» Président et chef de la direction

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ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

ÉTATS DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS

Pour les	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Activités d’exploitation
Bénéfice net	984 $	710 $
Rajustements afin de rapprocher le bénéfice net et les flux de trésorerie d’exploitation :
Amortissement	899	911
Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites, déduction faite des dividendes	(76)	(83)
Provision pour fonds sous forme de capitaux propres utilisés pendant la construction	(45)	(21)
Impôts sur les bénéfices reportés, montant net	381	125
Variation nette des obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires
de retraite	(23)	(17)
Mécanisme de rajustement du prix du combustible réglementé	(94)	(46)
Variation nette de la juste valeur des instruments dérivés	(36)	(39)
Variation nette des actifs et passifs réglementaires	(87)	44
Variation nette de la capacité de transport capitalisée	52	(55)
Pertes de valeur	25	34
Gain sur la vente, compte non tenu des coûts de transaction	(603)	–
Autres activités d’exploitation, montant net	43	35
Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement(note 30)	217	(73)
Flux de trésorerie d’exploitation, montant net	1 637	1 525
Activités d’investissement
Ajouts d’immobilisations corporelles	(2 623)	(2 495)
Produits tirés des cessions (note 4)	1 401	875
Autres activités d’investissement	(2)	3
Flux de trésorerie d’investissement, montant net	(1 224)	(1 617)
Activités de financement
Variation nette de la dette à court terme	385	413
Produit tiré de la dette à court terme comportant une échéance de plus de 90 jours	399	–
Remboursement de la dette à court terme comportant une échéance de plus de 90 jours	(688)	–
Produit tiré de la dette à long terme, déduction faite des frais d’émission	428	1 066
Remboursement de la dette à long terme	(513)	(1 103)
Remboursements nets en vertu des facilités de crédit consenties	(203)	(118)
Émission d’actions ordinaires, déduction faite des frais d’émission	285	203
Dividendes sur actions ordinaires	(409)	(378)
Dividendes sur actions privilégiées	(45)	(45)
Autres activités de financement	(11)	(24)
Flux de trésorerie de financement, montant net	(372)	14
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie, les équivalents de trésorerie et les liquidités
soumises à restrictions	(61)	(20)
Diminution nette de la trésorerie, des équivalents de trésorerie, des liquidités soumises à restrictions
et des actifs détenus en vue de la vente	(20)	(98)
Trésorerie, équivalents de trésorerie, liquidités soumises à restrictions et actifs détenus en vue de la vente
au début de l’exercice	274	372
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités soumises à restrictions à la fin de l’exercice	254 $	274 $
La trésorerie, les équivalents de trésorerie, les liquidités soumises à restrictions et les actifs détenus
en vue de la vente se composent de ce qui suit :
Trésorerie	220 $	222 $
Liquidités soumises à restrictions	34	51
Actifs détenus en vue de la vente	–	1
Trésorerie,équivalents de trésorerie et liquidités soumises à restrictions	254 $	274 $
Informations supplémentaires sur les états des flux de trésorerie consolidés (note 30)
Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc. ÉTATS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS

				Cumul des
				autres		Participa-
				éléments		tions ne
				du résultat	Bénéfices	donnant	Total des
	Actions	Actions	Surplus	étendu	non	pas le	capitaux
	ordinaires	privilégiées	d’apport	(«CAÉRÉ»)1)	répartis	contrôle	propres
en millions de dollars canadiens
Solde au 31 décembre 2019	6 216 $	1 004 $	78 $	95 $	1 173 $	35 $	8 601 $
Bénéfice net d’Emera Inc.	–	–	–	–	983	1	984
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite de la charge
d’impôts de 2 millions de dollars	–	–	–	(174)	–	–	(174)
Dividendes déclarés sur les actions
privilégiées (note 28)	–	–	–	–	(45)	–	(45)
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires (2,4750 $ par action)	–	–	–	–	(609)	–	(609)
Actions ordinaires émises en vertu
du régime d’achat d’actions	215	–	–	–	–	–	215
Émission d’actions ordinaires,
déduction faite des frais
d’émission après impôts	251	–	–	–	–	–	251
Options sur actions exercées par
les dirigeants	20	–	(1)	–	–	–	19
Adoption de la norme sur la
comptabilisation des pertes de
crédit (note 2)	–	–	–	–	(7)	–	(7)
Divers	3	–	2	–	–	(2)	3
Solde au 31 décembre 2020	6 705 $	1 004 $	79 $	(79) $	1 495 $	34 $	9 238 $
Solde au 31 décembre 2018	5 816 $	1 004 $	84 $	338 $	1 075 $	41 $	8 358 $
Bénéfice net	–	–	–	–	708	2	710
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite du recouvrement
d’impôts de 10 millions de dollars	–	–	–	(243)	–	(1)	(244)
Dividendes déclarés sur les actions
privilégiées (note 28)	–	–	–	–	(45)	–	(45)
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires (2,3750 $ par action)	–	–	–	–	(565)	–	(565)
Actions ordinaires émises en vertu
du régime d’achat d’actions	195	–	–	–	–	–	195
Émission d’actions ordinaires,
déduction faite des frais
d’émission après impôts	99	–	–	–	–	–	99
Options sur actions exercées par
les dirigeants	104	–	(7)	–	–	–	97
Émission d’actions privilégiées de
GBPC, déduction faite des frais
d’émission (note 29)	–	–	–	–	–	14	14
Rachat d’actions privilégiées de
GBPC (note 29)	–	–	–	–	–	(19)	(19)
Divers	2	–	1	–	–	(2)	1
Solde au 31 décembre 2019	6 216 $	1 004 $	78 $	95 $	1 173 $	35 $	8 601 $

1) Cumul des autres éléments du résultat étendu («CAÉRÉ»).

Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc. NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Aux 31 décembre 2020 et 2019

1. SOMMAIRE DES PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES

NATURE DES ACTIVITÉS

Emera Inc. («Emera» ou la «société») est une société d’énergie et de services qui investit dans la production, le transport et la distribution d’électricité ainsi que dans le transport et la distribution du gaz.

Au 31 décembre 2020, les secteurs isolables d’Emera Inc. comprennent :

Une entreprise de services publics d’électricité en Floride, soit Tampa Electric, entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement et servant environ 792 500 abonnés dans le centre-ouest de la Floride;
Des entreprises de services publics au Canada, dont :
Nova Scotia Power Inc. («NSPI»), entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement et principal fournisseur d’électricité de la Nouvelle-Écosse pour environ 529 000 abonnés;
Emera Newfoundland & Labrador Holdings Inc. («ENL»), qui est constituée de deux placements dans des actifs de transport d’une centrale hydroélectrique de 824 mégawatts («MW») située sur le cours inférieur du fleuve Churchill à Muskrat Falls, au Labrador, dont l’exploitant est Nalcor Energy. Les deux placements d’ENL sont les suivants :
- Un placement de 100 % dans NSP Maritime Link Inc. («NSPML»), qui a aménagé le lien maritime, soit un projet de transport de 1,6 milliard de dollars, y compris deux câbles sous-marins de 170 kilomètres qui relie l’île de Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse. Le lien maritime a été mis en service le 15 janvier 2018;
- Un placement de 45,6 % dans le capital de Labrador-Island Link Limited Partnership («LIL»), projet de transport d’électricité de 3,7 milliards de dollars à Terre-Neuve-et-Labrador visant à assurer le transport de l’énergie de Muskrat Falls entre le Labrador et l’île de Terre-Neuve. La construction de LIL a été achevée et Nalcor a comptabilisé le premier transfert d’électricité entre le Labrador et Terre-Neuve en juin 2018. Nalcor travaille toujours à la mise en service de LIL. En raison de la pandémie de COVID-19, le 17 mars 2020, Nalcor a annoncé qu’elle avait interrompu les activités de construction au site de Muskrat Falls et a repris les travaux en mai 2020. Nalcor a réalisé la mise en service initiale du premier des quatre générateurs à Muskrat Falls le 22 septembre 2020 et travaille toujours à la mise en service du projet en 2021. Se reporter à la note 27 pour en savoir davantage.
D’autres entreprises de services publics d’électricité, qui comprennent Emera (Caribbean) Incorporated («ECI»), société de portefeuille qui exploite des services publics d’électricité à tarifs réglementés et qui comprend :
The Barbados Light & Power Company Limited («BLPC»), entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement de l’île de la Barbade qui sert environ 131 000 abonnés;
Grand Bahama Power Company Limited («GBPC»), entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement de l’île de Grand Bahama qui sert environ 19 000 abonnés;
une participation de 51,9 % dans Dominica Electricity Services Ltd. («Domlec»), entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement de l’île de la Dominique qui sert environ 34 000 abonnés;
une participation de 19,5 % dans la société satellite St. Lucia Electricity Services Limited («Lucelec»), entreprise de services publics d’électricité à tarifs réglementés intégrée verticalement sur l’île de Sainte-Lucie.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine, entreprise qui faisait partie du secteur Autres entreprises de services publics d’électricité. Se reporter à la note 4 pour en savoir davantage.

Des entreprises de services publics de gaz naturel et d’infrastructure, qui comprennent :
Peoples Gas System («PGS»), entreprise de services publics de distribution de gaz naturel à tarifs réglementés qui sert environ 426 000 abonnés en Floride;
New Mexico Gas Company, Inc. («NMGC»), également une entreprise de services publics de distribution de gaz naturel à tarifs réglementés, qui sert environ 540 000 abonnés au Nouveau-Mexique;
SeaCoast Gas Transmission, LLC («SeaCoast»), entreprise de services de distribution de gaz naturel réglementée intraétatique, qui sert la Floride;
Emera Brunswick Pipeline Company Limited (le «gazoduc Brunswick»), gazoduc de 145 kilomètres transportant du gaz naturel liquéfié regazéifié de Saint John, au Nouveau-Brunswick, à la frontière des États-Unis en vertu d’une convention de services ferme de 25 ans conclue avec Repsol Energy Canada, qui vient à échéance en 2034;
une participation de 12,9 % dans Maritimes & Northeast Pipeline («M&NP»), gazoduc de 1 400 kilomètres qui transporte du gaz naturel partout dans les marchés des provinces de l’Atlantique au Canada et du nord-est des États-Unis.
Le secteur Divers d’Emera comprend les placements dans des sociétés à tarifs non réglementés liées au secteur énergétique, se composant de ce qui suit :
Emera Energy, qui comprend :
- Emera Energy Services («EES»), entreprise d’énergie physique qui achète et vend du gaz naturel et de l’électricité et offre des services de gestion d’actifs énergétiques connexes,
- Brooklyn Power Corporation («Brooklyn Energy»), centrale de cogénération alimentée à la biomasse d’une puissance de 30 MW située à Brooklyn, en Nouvelle-Écosse;
- une participation de coentreprise de 50,0 % dans Bear Swamp Power Company LLC («Bear Swamp»), centrale hydroélectrique à stockage pompé de 600 MW dans le nord-ouest du Massachusetts;
Emera Reinsurance Limited, compagnie d’assurance captive offrant des contrats d’assurance et de réassurance à Emera et certaines sociétés affiliées, afin de favoriser une gestion des risques et des niveaux de franchise plus rentables à l’échelle d’Emera;
Emera US Finance LP («Emera Finance») et TECO Finance, Inc. («TECO Finance»), filiales de financement d’Emera;
Emera US Holdings Inc., société de portefeuille détenue en propriété exclusive pour certains actifs d’Emera aux États-Unis;
d’autres placements.

En 2019, la société a conclu la vente d’actifs auparavant compris dans le secteur Divers, y compris les centrales alimentées au gaz en Nouvelle-Angleterre et la centrale de Bayside d’Emera Energy ainsi que les immobilisations corporelles et les stocks d’Emera Utility Services («EUS»).

En 2020, l’apparition d’une nouvelle souche de coronavirus, identifiée plus spécifiquement comme la COVID-19, a amené les gouvernements à l’échelle mondiale à adopter des mesures d’urgence visant à contrer la propagation du virus. Bien que la direction ait pris en compte l’incidence de la pandémie de COVID-19 dans les estimations et les résultats de la société, les états financiers au 31 décembre 2020 et pour l’exercice clos à cette date n’ont pas été touchés de manière significative par la COVID-19. Toutefois, il n’est pas possible d’estimer avec fiabilité la durée et la gravité de la pandémie de COVID-19 et les conséquences qu’elle aura sur les résultats financiers et la situation financière de la société dans des périodes futures.

MODE DE PRÉSENTATION

Les présents états financiers consolidés sont préparés et présentés conformément aux principes comptables généralement reconnus («PCGR») des États-Unis. De l’avis de la direction, les présents états financiers consolidés incluent tous les rajustements qui sont récurrents et nécessaires pour présenter fidèlement la situation financière d’Emera.

Tous les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d’indication contraire.

PRINCIPES DE CONSOLIDATION

Les états financiers consolidés d’Emera incluent les comptes d’Emera, les filiales détenues majoritairement par celle-ci et une entité à détenteurs de droits variables («EDDV») à l’égard de laquelle Emera est le principal bénéficiaire. Se reporter à la note 32 pour en savoir davantage. Emera utilise la méthode de la mise en équivalence pour comptabiliser les placements sur lesquels la société a la capacité d’exercer une influence notable, et pour les EDDV à l’égard desquelles Emera n’est pas le principal bénéficiaire.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

La société effectue une analyse continue afin d’évaluer si elle possède des intérêts dans des EDDV ou si des événements sont survenus rendant la réévaluation des EDDV nécessaire. Pour identifier les EDDV éventuelles, la direction passe en revue les dispositions contractuelles et les ententes concernant la propriété, par exemple, les baux, les CAÉ à long terme, les contrats d’exploitation à façon, les garanties, les installations détenues conjointement et les placements dans des sociétés satellites. Les EDDV dont la société est réputée être le principal bénéficiaire doivent être consolidées. Le principal bénéficiaire d’une EDDV a la capacité de diriger les activités de l’entité ayant l’incidence la plus importante sur son rendement économique et l’obligation d’absorber les pertes de l’entité qui pourraient être éventuellement importantes. Dans le cas où Emera détient un placement dans une EDDV, mais n’est pas considérée comme le principal bénéficiaire, l’EDDV est comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence.

Les soldes et opérations intersociétés ont été éliminés à la consolidation, sauf le gain net sur certaines opérations entre certaines entités à tarifs non réglementés et à tarifs réglementés conformément aux normes comptables régissant les entités à tarifs réglementés. Le gain net sur ces opérations, qui serait éliminé en l’absence de normes comptables pour des entités à tarifs réglementés, est comptabilisé dans les produits d’exploitation des activités à tarifs non réglementés. La contrepartie est comptabilisée dans les immobilisations corporelles, les actifs réglementaires, le combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité ou les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, selon la nature de l’opération.

UTILISATION DES ESTIMATIONS DE LA DIRECTION

La préparation d’états financiers consolidés selon les PCGR des États-Unis exige que la direction fasse des estimations et pose des hypothèses qui peuvent influer sur les montants comptabilisés des actifs et des passifs à la date des états financiers et les montants comptabilisés des produits et des charges au cours des périodes visées. Les éléments importants à l’égard desquels la direction est tenue de faire des estimations sont les actifs et passifs à tarifs réglementés, la provision pour pertes de crédit, la provision cumulée au titre des coûts d’enlèvement, les prestations de retraite et les avantages complémentaires de retraite, les produits non facturés, la durée de vie utile des actifs amortissables, l’évaluation de la perte de valeur de l’écart d’acquisition et des actifs à long terme, les impôts sur les bénéfices, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et l’évaluation des instruments financiers. La direction évalue les estimations de la société régulièrement d’après les résultats passés, la conjoncture actuelle et attendue, ainsi que les hypothèses jugées raisonnables au moment où elles sont faites, tout rajustement étant comptabilisé dans les résultats au cours de l’exercice où il survient.

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020, l’actuelle pandémie de COVID-19 a touché tous les territoires dans lesquels Emera exerce ses activités. La pandémie a donné lieu en général à une baisse de la charge sollicitée et à une hausse des coûts d’exploitation en comparaison de ce qui aurait été observé normalement dans les entreprises de services publics de la société. Certaines des entreprises de services publics d’Emera ont été plus touchées que d’autres. Néanmoins, sur une base consolidée, ces répercussions défavorables n’ont pas eu une incidence importante sur le bénéfice net, ce qui s’explique principalement par une variation favorable de la composition des ventes dans les diverses catégories de clients. La baisse des ventes aux secteurs commercial et industriel a été compensée en partie par une hausse des ventes aux clients du secteur résidentiel, qui ont un apport plus élevé au recouvrement des coûts fixes. Le temps clément en 2020, particulièrement en Floride, a réduit davantage l’incidence sur une base consolidée. Les entreprises de services publics d’Emera offrent des services essentiels et continuent d’exercer leurs activités et de répondre à la demande des clients. Les gouvernements du monde entier ont mis en place des mesures visant à faire face à la pandémie, notamment des restrictions à l’égard des déplacements et du transport, des quarantaines, la distanciation physique, des fermetures d’espaces commerciaux et d’installations industrielles, des arrêts d’activités, des consignes à l’égard du refuge sur place et d’autres mesures relatives à la santé. Ces mesures ont une incidence négative sur l’économie à l’échelle mondiale, nationale et locale. Les marchés boursiers mondiaux ont connu une volatilité importante. Les gouvernements et les banques centrales mettent en œuvre des mesures visant à stabiliser la conjoncture économique. Le rythme et la vigueur de la reprise économique sont incertains et pourraient varier d’un territoire à l’autre.

La direction a analysé l’incidence de la pandémie de COVID-19 sur ses estimations et ses hypothèses, et a conclu qu’aucun ajustement significatif n’était requis pour l’exercice clos le 31 décembre 2020. Pour de plus amples renseignements sur les secteurs qui sont davantage susceptibles d’être touchés de façon plus marquée par la situation, se reporter aux rubriques «Actifs à long terme» et «Écart d’acquisition» de la section «Dépréciations d’actifs», et à la section «Avantages sociaux».

L’étendue de l’incidence future de la COVID-19 sur les résultats financiers et les activités de la société ne peut pas être estimée à l’heure actuelle et dépendra de l’évolution de la situation, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie, du moment où les vaccins seront disponibles et de leur efficacité, d’autres mesures que pourraient prendre les gouvernements, ainsi que de l’activité économique et de la consommation d’énergie futures. Les résultats réels peuvent différer considérablement de ces estimations.

QUESTIONS RÉGLEMENTAIRES

La comptabilisation réglementaire s’applique lorsque les tarifs sont fixés par un organisme de réglementation indépendant, ou assujettis à son approbation. Les tarifs sont conçus pour recouvrer les coûts des produits ou services réglementés prudemment engagés et permettent de dégager un taux de rendement raisonnable sur le capital investi ou les actifs, selon le cas (se reporter à la note 7 pour en savoir davantage).

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

CONVERSION DES DEVISES

Les actifs et les passifs monétaires libellés en devises sont convertis en dollars canadiens aux taux de change en vigueur à la date du bilan. Les écarts résultant de la conversion à la date de l’opération initiale et à la date du bilan sont inclus dans les résultats.

Les actifs et les passifs des établissements étrangers dont la monnaie fonctionnelle n’est pas le dollar canadien sont convertis aux taux de change en vigueur à la date du bilan, et les résultats d’exploitation sont convertis aux taux de change moyens en vigueur au cours de la période. Les gains et les pertes de change sur les actifs et passifs qui en découlent sont reportés et inclus dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au bilan.

La société désigne une partie de la dette libellée en dollars américains de sociétés dont la monnaie fonctionnelle est le dollar canadien comme couvertures d’investissements nets dans des établissements à l’étranger dont les activités sont libellées en dollars américains. La variation de la valeur comptable de ces investissements, évaluée au taux de change en vigueur à la date du bilan, est comptabilisée dans les autres éléments du résultat étendu.

CONSTATATION DES PRODUITS

Produits tirés des activités à tarifs réglementés – Électricité

Les produits tirés de l’électricité, y compris les charges liées à l’énergie, les charges liées à la demande, les charges liées aux installations de base et les clauses et les avenants, sont comptabilisés lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies, soit lorsque l’électricité est livrée aux clients progressivement, tandis que le client reçoit et consomme simultanément les avantages liés à l’électricité. Les produits tirés de l’électricité sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice et incluent les produits facturés et non facturés. Les produits liés à la vente d’électricité sont comptabilisés selon des tarifs approuvés par l’organisme de réglementation compétent et la consommation mesurée, de façon régulière et systématique, généralement sur une base mensuelle ou bimestrielle. À la fin de chaque période de présentation de l’information financière, l’électricité livrée aux clients, mais non facturée, est estimée et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. L’estimation de la société des produits non facturés à la fin de la période de présentation de l’information financière est calculée en estimant le nombre de mégawattheures («MWh») livrés aux clients et selon le tarif qui devrait s’appliquer pour le prochain cycle de facturation. Cette estimation repose sur des hypothèses liées à la demande d’énergie, aux conditions climatiques, aux pertes sur les lignes et aux changements apportés aux catégories de clients entre les périodes.

Produits tirés des activités à tarifs réglementés – Gaz

Les produits tirés du gaz, y compris les charges liées à l’énergie, les charges liées à la demande, les charges liées aux installations de base, et les clauses et les avenants applicables, sont comptabilisés lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies, soit lorsque le gaz est livré aux clients progressivement, tandis que le client reçoit et consomme simultanément les avantages liés au gaz. Les produits tirés du gaz sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice et incluent les produits facturés et non facturés. Les produits liés à la vente et à la distribution de gaz sont comptabilisés selon des tarifs approuvés par l’organisme de réglementation compétent et la consommation mesurée, de façon régulière et systématique, généralement sur une base mensuelle. À la fin de chaque période de présentation de l’information financière, le gaz livré aux clients, mais non facturé, est estimé et les produits non facturés correspondants sont comptabilisés. L’estimation de la société des produits non facturés à la fin de la période de présentation de l’information financière est calculée en estimant le nombre d’unités thermales livrées aux clients au tarif anticipé pour le prochain cycle de facturation. Cette estimation repose sur des hypothèses liées aux tendances de consommation, aux conditions climatiques et aux changements apportés aux catégories de clients entre les périodes.

Produits tirés des activités à tarifs non réglementés

Les marges sur les activités de commercialisation et de négociation sont composées des ventes et des achats d’électricité et de gaz naturel, des coûts liés à la capacité des gazoducs et des produits tirés de la gestion d’actifs énergétiques d’Emera Energy. Les produits sont comptabilisés lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies et sont présentés sur la base du montant net, ce qui reflète la nature des relations contractuelles entre les clients et les fournisseurs.

Les ventes d’électricité sont comptabilisées lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies, soit lorsque l’électricité est livrée aux clients progressivement.

Les paiements de capacité sont comptabilisés lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies, soit lorsque les centrales sont prêtes à livrer l’électricité aux clients. Les produits tirés des paiements de capacité sont comptabilisés selon des tarifs déterminés au moyen d’un processus d’enchère qui se déroule une fois par an, trois ans à l’avance sur le marché de capacité à terme.

Les autres produits tirés des activités à tarifs non réglementés sont comptabilisés lorsque les obligations aux termes d’un contrat sont remplies.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Divers

Les taxes de vente, les taxes sur la valeur ajoutée et les autres taxes, à l’exception des taxes levées sur les rentrées brutes mentionnées ci-après, qui sont imposées au moment des activités génératrices de produits et perçues par la société sont exclues des produits.

CONTRATS DE LOCATION

À la date de passation d’un contrat, la société apprécie si une entente renferme un contrat de location en évaluant s’il confère le droit de contrôler l’utilisation d’un bien déterminé pour un certain temps, moyennant une contrepartie.

Emera a conclu des contrats de location avec des producteurs d’électricité indépendants et d’autres entreprises de services publics assortis d’obligations annuelles d’achat d’énergie éolienne et hydroélectrique sur des périodes d’une durée variable qui sont classés comme des contrats de location-financement. Ces derniers ne sont pas présentés dans les bilans consolidés de la société puisque les paiements relatifs à ces contrats sont de nature variable et qu’il n’y a pas de paiements de loyer fixes minimaux. La charge locative liée à ces contrats de location figure au poste «Combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité» dans les états des résultats consolidés.

Les obligations locatives et les actifs au titre de droits d’utilisation liés à des contrats de location simple sont comptabilisés dans les bilans consolidés à la date de début selon la valeur actualisée des paiements de loyer minimaux à recevoir sur la durée du contrat de location. Étant donné que la majorité des contrats de location d’Emera ne fournissent pas un taux d’intérêt implicite, le taux d’emprunt marginal à la date de début du contrat de location est utilisé pour déterminer la valeur actualisée des paiements de loyer à recevoir. La charge locative est comptabilisée selon la méthode linéaire sur la durée du contrat de location dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales des états des résultats consolidés.

Lorsque la société est le bailleur, un contrat est un contrat de location-vente s’il satisfait à certains critères et s’il transfère le contrôle du bien sous-jacent au preneur. Pour les contrats où les critères sont satisfaits par la présence d’une garantie de valeur résiduelle par un tiers, le contrat est un contrat de location-financement.

Pour les contrats de location-financement, la société comptabilise un placement net dans le contrat de location qui est composé de la somme des paiements de loyer minimaux et de la valeur résiduelle (déduction faite des frais accessoires estimatifs et des produits non acquis). La différence entre le placement brut et le coût de l’élément loué est comptabilisée comme produits non acquis au début du contrat de location. Les produits non acquis sont comptabilisés dans les résultats sur la durée du contrat de location au moyen d’un taux d’intérêt constant égal au taux de rendement interne du contrat de location.

La comptabilisation des contrats de location-vente est semblable à celle des contrats de location-financement; toutefois, la différence entre la juste valeur et la valeur comptable du bien loué est comptabilisée à la date de début du contrat de location au lieu d’être reportée sur la durée du contrat de location.

Emera a conclu certaines ententes contractuelles qui comprennent des composantes locatives et des composantes non locatives, que la direction a choisi de comptabiliser comme une seule composante de nature locative.

DROITS DE CONCESSION ET RECETTES BRUTES

Tampa Electric et PGS recouvrent dollar pour dollar certains coûts engagés auprès de clients en utilisant des prix approuvés par la Florida Public Service Commission («FPSC»). Les montants inclus dans les factures des clients à l’égard des droits de concession et des taxes levées sur les rentrées brutes figurent aux postes «Produits tirés des activités à tarifs réglementés – Électricité» et «Produits tirés des activités à tarifs réglementés – Gaz» dans les états des résultats consolidés. Les droits de concession et les taxes levées sur les rentrées brutes à payer par Tampa Electric et PGS sont comptabilisés à titre de charges au poste «Impôt provincial, impôt d’État et taxes municipales» dans les états des résultats consolidés.

NMGC agit à titre de mandataire en matière de recouvrement et de paiement des droits de concession et des taxes levées sur les rentrées brutes et n’est pas tenue en vertu d’un règlement tarifaire de présenter les montants sur la base du montant brut. Par conséquent, les droits de concession et les taxes levées sur les rentrées brutes de NMGC sont présentés sur la base du montant net et n’ont aucune incidence sur les postes des états des résultats consolidés.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

IMMOBILISATIONS CORPORELLES

Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût initial, y compris la provision pour fonds utilisés pendant la construction («PFUPC») ou les intérêts capitalisés, déduction faite des apports pour l’aide à la construction.

Le coût des ajouts, y compris l’amélioration et le remplacement des immobilisations corporelles, est inclus dans les immobilisations corporelles. Lorsque des immobilisations corporelles réglementées sont remplacées, renouvelées ou mises hors service, leur coût ainsi que les coûts liés à leur enlèvement ou à leur cession, moins le produit de la récupération, sont imputés à l’amortissement cumulé sans que des gains ou pertes soient reflétés dans les résultats. Lorsqu’il y a cession d’immobilisations corporelles non réglementées, les gains et pertes sont inclus dans les résultats lorsque les cessions ont lieu.

Le coût des immobilisations corporelles représente le coût initial des matières, les services impartis, la main-d’œuvre directe, la PFUPC pour les propriétés réglementées ou l’intérêt au titre des propriétés non réglementées, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les coûts indirects imputables au projet en immobilisations. Ces coûts indirects comprennent les charges du siège social, notamment celles liées aux fonctions finances et aux technologies de l’information et à la main-d’œuvre ainsi qu’à d’autres fonctions de soutien, en plus des coûts des avantages sociaux, des assurances, de l’approvisionnement, et des frais relatifs à l’exploitation et à l’entretien des parcs. Les dépenses liées aux projets de mise en valeur sont capitalisées si ces derniers sont censés dégager des avantages économiques futurs.

Les projets d’entretien régulier sont passés en charges à mesure que les coûts sont engagés. Les projets d’entretien importants prévus qui n’accroissent pas la durée globale des actifs correspondants sont passés en charges. Lorsqu’un projet d’entretien important augmente la durée de vie ou la valeur de l’actif sous-jacent, le coût est capitalisé.

L’amortissement est établi au moyen de la méthode linéaire, d’après la durée de vie utile résiduelle estimative des actifs amortissables dans chaque catégorie fonctionnelle d’immobilisations amortissables. Pour certaines filiales à tarifs réglementés d’Emera, l’amortissement est calculé selon la méthode de la durée de vie restante du groupe à l’égard de l’investissement moyen, rajusté pour tenir compte des coûts d’enlèvement prévus moins les produits de récupération, par catégories fonctionnelles d’immobilisations amortissables. La durée de vie utile des actifs réglementaires nécessite l’approbation de l’organisme de réglementation approprié.

Les actifs incorporels, qui sont compris dans «Immobilisations corporelles», sont constitués principalement des logiciels et des droits territoriaux. L’amortissement est établi au moyen de la méthode linéaire, d’après la durée de vie utile résiduelle estimative de l’actif de chaque catégorie. Pour certaines filiales à tarifs réglementés d’Emera, l’amortissement est calculé selon la méthode de la durée de vie amortissable à l’égard de la valeur comptable nette à ce jour sur la durée de vie restante à courir de ces actifs. La durée de vie utile des actifs incorporels réglementés nécessite l’approbation de l’organisme de réglementation.

ÉCART D’ACQUISITION

L’écart d’acquisition correspond à l’excédent du prix d’achat d’une entité acquise sur la juste valeur estimée des actifs identifiables acquis et des passifs pris en charge à la date d’acquisition. L’écart d’acquisition est comptabilisé au coût initial moins la dépréciation et est ajusté pour l’incidence des fluctuations du taux de change. Conformément aux normes comptables applicables, l’écart d’acquisition est soumis à un test de dépréciation au niveau de l’unité d’exploitation chaque année ou si un événement ou un changement de circonstances indique que la juste valeur de l’unité d’exploitation pourrait être inférieure à sa valeur comptable. Se reporter à la note 22 pour en savoir davantage.

IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES ET CRÉDITS D’IMPÔT À L’INVESTISSEMENT

Emera constate les actifs et passifs d’impôts reportés pour les incidences fiscales futures d’événements qui ont été inclus dans les états financiers ou les déclarations de revenus. Les actifs et passifs d’impôts reportés sont calculés d’après l’écart existant entre la valeur comptable des actifs et passifs aux bilans consolidés et leur valeur fiscale respective en utilisant les taux d’imposition qui devraient être en vigueur pendant l’exercice au cours duquel les écarts devraient se résorber. L’incidence d’une modification des taux d’imposition sur les actifs et passifs d’impôts reportés est comptabilisée dans les résultats au cours de la période où la modification entre en vigueur, sauf si elle doit être inscrite dans un compte d’actif réglementaire ou de passif réglementaire en vertu d’une loi ou d’une ordonnance émise par l’organisme de réglementation. Emera constate l’effet des positions fiscales uniquement lorsqu’il est plus probable qu’improbable que ces positions seront réalisées. La direction examine l’information actuelle et historique disponible, y compris l’information prospective, et évalue la probabilité que les actifs d’impôts reportés seront recouvrés à même le bénéfice imposable futur et formule des hypothèses sur le moment prévu de la résorption des actifs et passifs d’impôts reportés. Si la direction détermine par la suite qu’il est probable qu’une partie ou la totalité d’un actif d’impôts reportés ne sera pas réalisée, une provision pour moins-value est comptabilisée pour tenir compte du montant d’actif d’impôts reportés qui devrait se réaliser.

En général, les crédits d’impôt à l’investissement sont constatés à titre de réduction de la charge d’impôts de la période écoulée ou de périodes futures dans la mesure où la réalisation d’une telle économie est plus probable qu’improbable. Les crédits d’impôt à l’investissement réalisés par Tampa Electric, PGS et NMGC sur les actifs réglementaires sont reportés et amortis sur la durée de service estimative des propriétés connexes comme l’exigent les pratiques réglementaires.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Tampa Electrics, PGS, NMGC, BLPC et Domlec recouvrent des impôts sur les bénéfices auprès des clients en fonction des impôts sur les bénéfices exigibles et reportés. NSPI, ENL et le gazoduc Brunswick recouvrent des impôts sur les bénéfices auprès des clients en fonction des impôts sur les bénéfices à payer, sauf les impôts sur les bénéfices reportés applicables à certains soldes réglementaires spécifiquement prescrits par l’organisme de réglementation. Pour le solde des impôts sur les bénéfices reportés réglementés, NSPI, ENL et le gazoduc Brunswick constatent des actifs ou passifs réglementaires dans la mesure où ils prévoient recouvrer des impôts sur les bénéfices reportés auprès des clients ou rembourser ceux-ci aux clients au cours des exercices futurs. Ces actifs ou passifs réglementés ont été majorés au moyen de leur taux d’imposition respectif pour refléter les impôts sur les bénéfices associés aux produits futurs nécessaires pour financer ces passifs d’impôts reportés, et les économies d’impôts associées à une diminution des produits d’exploitation découlant de la réalisation d’actifs d’impôts reportés. GBPC n’est pas assujettie aux impôts sur les bénéfices.

Emera classe les intérêts et les pénalités associés aux économies fiscales non constatées respectivement dans les intérêts débiteurs et les charges d’exploitation. Se reporter à la note 10 pour en savoir davantage.

INSTRUMENTS DÉRIVÉS ET ACTIVITÉS DE COUVERTURE

La société gère son exposition aux risques d’exploitation et de marché normaux au titre des prix des produits de base, des taux de change, des taux d’intérêt et du cours de l’action au moyen de protections contractuelles avec des contreparties, lorsque c’est possible, ainsi qu’au moyen d’instruments financiers, soit principalement des contrats de change à terme et des swaps de devises, des options de taux d’intérêt et des swaps de taux d’intérêt, des dérivés sur actions ainsi que des contrats à terme standardisés, des options, des contrats à terme de gré à gré et des swaps sur le charbon, le pétrole et le gaz. En outre, la société conclut des contrats visant l’achat et la vente de gaz naturel prévoyant la livraison. Les contrats prévoyant la livraison et les contrats financiers sont classés comme des instruments dérivés détenus à des fins de transaction. Collectivement, ces contrats et ces instruments financiers sont considérés comme des instruments dérivés.

La société constate la juste valeur de tous les instruments dérivés au bilan, sauf pour les instruments dérivés non financiers qui répondent aux critères d’exemption en matière d’achats et de ventes courants («AVC»). Un contrat prévoyant la livraison satisfait généralement aux critères d’exemption en matière d’AVC si l’opération est raisonnable en regard des besoins commerciaux de la société, si la contrepartie détient ou contrôle les ressources à proximité pour permettre la livraison des produits de base, si la société désire recevoir la livraison de ces produits et si elle estime que la contrepartie est solvable. Emera évalue constamment les contrats désignés en vertu de l’exemption en matière d’AVC et cessera le traitement de ces contrats en vertu de cette exemption si les critères ne sont plus satisfaits.

Les instruments dérivés sont admissibles à la comptabilité de couverture s’ils respectent les exigences rigoureuses concernant la documentation et s’ils assurent une couverture efficace du risque relevé à leur entrée en vigueur et pendant leur durée. Particulièrement pour les couvertures de flux de trésorerie, la variation de la juste valeur des instruments dérivés est reportée dans le cumul des autres éléments du résultat étendu et comptabilisée dans les résultats au cours de la même période où la couverture de l’élément correspondant est réalisée. Lorsque les exigences de documentation ou d’efficacité ne sont pas respectées, les variations de la juste valeur sont comptabilisées dans le bénéfice net de la période visée, à moins qu’elles ne soient reportées par suite de l’application de la comptabilité réglementaire.

Les instruments dérivés conclus par NMGC, NSPI et GBPC qui sont documentés comme des couvertures économiques, et pour lesquels la société ne s’est pas prévalue de l’exemption en matière d’AVC, sont assujettis à un traitement comptable réglementaire. La variation de la juste valeur des instruments dérivés est reportée à titre d’actifs ou de passifs réglementaires. Le gain ou la perte est constaté dans l’élément couvert lorsque ce dernier est réglé. La direction estime que tout gain ou toute perte résultant du règlement de ces instruments dérivés liés au combustible pour la production et l’achat d’électricité sera remis aux clients ou recouvré auprès de ceuxci à même les tarifs futurs. Tampa Electric et PGS n’ont aucun instrument dérivé de couverture en raison d’un moratoire de cinq ans approuvé par la Florida Public Service Commission sur la couverture d’achats de gaz naturel, qui doit prendre fin le 31 décembre 2022.

Les instruments dérivés qui ne respectent pas les critères ci-dessus sont désignés à titre d’instruments dérivés détenus à des fins de transaction, les variations de la juste valeur étant généralement comptabilisées dans le bénéfice net de la période. La société n’a pas choisi de classer des instruments dérivés dans la catégorie des instruments détenus à des fins de transaction lorsqu’un autre traitement comptable serait utilisé.

Emera classe les gains et pertes sur instruments dérivés comme une composante du combustible pour la production et l’achat d’électricité, ou dans les autres charges, les stocks, les immobilisations corporelles, et les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales en fonction de la nature de l’élément couvert économiquement. La capacité de transport découlant des opérations de commercialisation et de négociation de dérivés est comptabilisée comme un actif au poste «Débiteurs et autres actifs à court terme», et amortie sur la durée du contrat de transport. Les flux de trésorerie provenant des activités liées aux instruments dérivés sont présentés dans la même catégorie que l’élément couvert dans les activités d’exploitation ou d’investissement aux états des flux de trésorerie consolidés. Les instruments dérivés servant à des fins autres que de couverture sont inclus dans les flux de trésorerie d’exploitation dans les états des flux de trésorerie consolidés.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les instruments dérivés, reflétés dans les bilans consolidés, ne sont pas compensés par la juste valeur du dépôt en garantie avec la même contrepartie. Les droits de réclamer le dépôt en garantie sont constatés dans les débiteurs et autres actifs à court terme, et les obligations de rembourser le dépôt en garantie sont constatées dans les créditeurs.

TRÉSORERIE, ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE ET LIQUIDITÉS SOUMISES À RESTRICTIONS

Les équivalents de trésorerie consistent en des placements à court terme très liquides ayant une échéance initiale de trois mois ou moins à l’acquisition.

DÉBITEURS ET PROVISION POUR PERTES DE CRÉDIT

Les comptes clients de services publics sont comptabilisés au montant facturé et ne portent pas intérêt. Les modalités de paiement normales pour les ventes d’électricité et de gaz sont d’environ 30 jours. Des frais de retard peuvent être imputés aux soldes après l’échéance.

La société est exposée à un risque de crédit relativement aux comptes clients. Tous les nouveaux clients peuvent faire l’objet d’une évaluation du crédit. Des dépôts sont exigés pour certains comptes conformément à la politique établie par la société. La société maintient également des provisions relativement aux pertes de crédit attendues, lesquelles sont évaluées régulièrement.

La direction estime les pertes de crédit liées aux débiteurs après avoir tenu compte des pertes passées, des dépôts des clients, des faits actuels, des caractéristiques des comptes actuels, et des prévisions raisonnables et justifiables qui ont une incidence sur la recouvrabilité des montants présentés. Les provisions pour pertes de crédit sont passées en charges afin de maintenir la provision globale à un niveau considéré comme adéquat pour couvrir les pertes attendues. Les créances sont radiées et déduites de la provision lorsqu’elles sont réputées irrécouvrables.

L’incidence économique de la COVID-19, dans les territoires où Emera exerce ses activités, s’est fait ressentir sur le classement chronologique des comptes clients donnant lieu à des provisions plus élevées pour les pertes de crédit liées aux comptes clients, mais n’a pas eu d’incidence significative sur les résultats.

STOCKS

Les stocks de combustible et de matières sont évalués en utilisant la méthode du coût moyen pondéré. Ces stocks sont comptabilisés au coût moyen pondéré ou à la valeur de réalisation nette, selon le moins élevé des deux montants, sauf si des éléments indiquent que le coût moyen pondéré sera recouvré à même les tarifs futurs des clients.

DÉPRÉCIATION D’ACTIFS

Actifs à long terme

Emera évalue si ses actifs à long terme et ses immobilisations incorporelles ont subi une dépréciation lorsque survient un événement déclencheur, comme une grave perturbation des marchés ou la vente d’une importante unité d’exploitation.

L’évaluation de la dépréciation des actifs à long terme comprend la comparaison des flux de trésorerie futurs attendus non actualisés à la valeur comptable de l’actif. Lorsque l’analyse des flux de trésorerie non actualisés indique qu’un actif à long terme n’est pas recouvrable, le montant de la perte de valeur est déterminé en mesurant l’excédent de sa valeur comptable sur sa juste valeur estimative. Les hypothèses de la société liées aux résultats d’exploitation futurs ou à d’autres montants recouvrables sont fondées sur une combinaison des résultats passés, des analyses fondamentales économiques, l’activité observée sur le marché et des études de marché indépendantes. Les attentes de la société à l’égard de l’utilisation et de la durée de conservation des actifs reposent sur les budgets et les prévisions à long terme internes qui tiennent compte de facteurs externes et des forces des marchés à chaque date de clôture. Les hypothèses formulées sont conformes aux approches généralement reconnues à l’échelle du secteur et aux hypothèses utilisées pour les activités d’évaluation et de tarification.

La direction a évalué si les incidences potentielles de la pandémie de COVID-19 sur les flux de trésorerie futurs non actualisés pourraient indiquer que les actifs à long terme ne sont pas recouvrables. Au 31 décembre 2020, il n’existait aucun indice de perte de valeur des actifs à long terme d’Emera. L’incidence de la COVID-19 pourrait amener la société à déprécier les actifs à long terme dans l’avenir; toutefois, rien n’indique à l’heure actuelle que les flux de trésorerie futurs seraient touchés au point où les actifs à long terme de la société ne seraient pas recouvrables.

Des pertes de valeurs de 25 millions de dollars (26 millions de dollars après impôts) ont été comptabilisées à l’égard de certains actifs au poste «Pertes de valeurs» dans l’état des résultats consolidé pour l’exercice clos le 31 décembre 2020. En 2019, Grand Bahama a comptabilisé une perte de valeur de 18 millions de dollars américains en raison de l’ouragan Dorian, montant qui a été entièrement recouvré par l’intermédiaire de l’assurance.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Écart d’acquisition

L’écart d’acquisition n’est pas amorti, mais est soumis chaque année à un test de dépréciation au niveau de l’unité d’exploitation, et des tests de dépréciation intermédiaires sont réalisés lorsqu’il existe des indices de dépréciation. Les unités d’exploitation correspondent habituellement au niveau du secteur d’exploitation ou à un niveau inférieur à celui-ci. Les unités d’exploitation ayant des caractéristiques similaires sont regroupées aux fins du test de dépréciation, le cas échéant, de l’écart d’acquisition. Lorsque la société évalue l’écart d’acquisition pour déterminer s’il a subi une perte de valeur, elle a la possibilité de réaliser une évaluation qualitative en premier lieu afin de déterminer la nécessité d’une évaluation quantitative. Au cours d’une évaluation qualitative, la direction tient compte notamment des conditions macroéconomiques, des considérations liées au marché et au secteur, et de la performance financière globale.

Dans l’éventualité où, aux termes d’une évaluation qualitative, la société conclut qu’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur d’une unité d’exploitation soit inférieure à sa valeur comptable, ou advenant le cas où la société choisit de ne pas réaliser l’évaluation qualitative, elle doit procéder à un test quantitatif. Le test de dépréciation quantitatif consiste à comparer la juste valeur de l’unité d’exploitation à sa valeur comptable, y compris l’écart d’acquisition. Si la valeur comptable de l’unité d’exploitation est supérieure à sa juste valeur, une perte de valeur est comptabilisée en réduction de l’écart d’acquisition et imputée aux charges d’exploitation. La direction estime la juste valeur de l’unité d’exploitation en utilisant l’approche par le résultat ou une combinaison de l’approche par le résultat et de l’approche par le marché. L’approche par le résultat est utilisée au moyen d’une analyse des flux de trésorerie non actualisés, laquelle se fonde sur les meilleures estimations de la direction à l’égard des flux de trésorerie attendus de l’unité d’exploitation. L’analyse comprend une estimation des valeurs finales fondée sur les flux de trésorerie attendus calculés selon une méthodologie qui établit une valeur au moyen d’une annuité perpétuelle présumée fondée sur les flux de trésorerie résiduels de l’unité d’exploitation. Le taux d’actualisation utilisé est un taux utilisé par les intervenants du marché fondé sur un groupe de sociétés ouvertes comparables qui correspond au coût du capital moyen pondéré des sociétés comparables. Lorsqu’elle utilise l’approche par le marché, la direction estime la juste valeur selon les sociétés comparables et les transactions effectuées au sein du secteur des services publics. Les hypothèses importantes utilisées pour estimer la juste valeur tiennent compte des taux d’actualisation et des taux de croissance, des hypothèses sur la révision des tarifs, de la valeur établie pour les pertes d’exploitation nettes de l’unité d’exploitation, des transactions dans le secteur des services publics et de son rendement, des flux de trésorerie projetés liés à l’investissement, au financement et à l’exploitation, et de la juste valeur de la dette. Des changements défavorables aux hypothèses décrites ci-dessus pourraient entraîner à l’avenir une perte de valeur importante de l’écart d’acquisition attribué aux unités d’exploitation d’Emera auquel un écart d’acquisition a été affecté. Dans le cadre du test de dépréciation de l’écart d’acquisition réalisé en 2020, la direction a évalué les incidences potentielles de la pandémie de COVID-19 sur les résultats futurs des unités d’exploitation.

Au 31 décembre 2020, une tranche de 5 649 millions de dollars de l’écart d’acquisition d’Emera était liée à TECO Energy (unités d’exploitation Tampa Electric, PGS et NMGC). Des évaluations qualitatives ont été réalisées à l’égard de ces unités d’exploitation en raison de l’excédent important de leur juste valeur par rapport à leur valeur comptable, qui a été établi dans le cadre du dernier test de dépréciation quantitatif effectué au quatrième trimestre de 2019. La direction a conclu qu’il était plus probable qu’improbable que la juste valeur de ces unités d’exploitation dépasse leur valeur comptable respective, y compris l’écart d’acquisition. Par conséquent, aucun test quantitatif n’a été requis.

Une perte de valeur de 30 millions de dollars de l’écart d’acquisition lié à GBPC a été comptabilisée en 2019 en raison d’une diminution des flux de trésorerie futurs attendus attribuable à l’incidence de la remise en état par suite du passage de l’ouragan Dorian et des modifications apportées à la structure du capital réglementé à long terme anticipée de GBPC. Au 31 décembre 2020, une tranche de 68 millions de dollars de l’écart d’acquisition d’Emera était liée à GBPC. Au quatrième trimestre de 2020, la société a soumis GBPC à un test de dépréciation quantitatif puisque cette unité d’exploitation est plus sensible aux variations des résultats futurs prévus en raison de l’excédent minime de sa juste valeur par rapport à sa valeur comptable. Selon le test, la juste valeur de l’unité d’exploitation excédait sa valeur comptable, y compris l’écart d’acquisition, d’environ 5 %. Des changements défavorables aux hypothèses importantes pourraient entraîner à l’avenir une perte de valeur. Se reporter à la note 22 pour en savoir davantage.

Placements comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence

La valeur comptable des placements comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence est évaluée pour établir s’il y a eu dépréciation en comparant la juste valeur de ces placements à leur valeur comptable, si une évaluation de la juste valeur a été effectuée, ou en vérifiant la présence d’indices de dépréciation, y compris l’incidence de la COVID-19. Si une dépréciation existe et qu’elle est jugée durable, une charge égale à l’excédent de la valeur comptable sur la juste valeur du placement est constatée dans les résultats. Aucune dépréciation des placements comptabilisés selon la méthode de mise en équivalence n’a été requise en 2019 ni en 2020.

Actifs financiers

Les placements en titres de capitaux propres, outre ceux qui sont comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence, sont évalués à la juste valeur et les variations de la juste valeur sont comptabilisées dans les états des résultats consolidés. Les placements en titres de capitaux propres dont la juste valeur ne peut être déterminée facilement sont évalués au coût diminué de toute dépréciation, le cas échéant, majoré ou diminué des changements découlant des variations des cours observables dans le cadre de transactions normales touchant des placements identiques ou similaires. Aucune dépréciation des actifs financiers n’a été requise en 2019 ni en 2020.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D’IMMOBILISATIONS

Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est comptabilisée s’il existe une obligation juridique à l’égard des coûts de cession ou d’enlèvement futurs résultant de la mise hors service permanente, de l’abandon ou de la vente d’un actif à long terme. Une obligation juridique peut exister par suite d’une loi ou d’un règlement existant ou promulgué, d’un contrat écrit ou verbal, ou d’une interprétation juridique selon la théorie de l’irrecevabilité d’une promesse.

Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations représente la juste valeur des flux de trésorerie estimatifs nécessaires pour s’acquitter de l’obligation future en utilisant le taux sans risque rajusté en fonction du crédit de la société. Les montants sont diminués des dépenses réelles engagées. Les flux de trésorerie futurs estimatifs sont fondés sur les études sur l’amortissement effectuées, les rapports sur la remise en état des lieux, les résultats passés, les durées de vie utile estimatives et les exigences réglementaires des gouvernements. La valeur actuelle du passif est constatée, et la valeur comptable de l’actif à long terme correspondant est accrue en conséquence. Le montant capitalisé au début des activités est amorti de la même manière que l’actif à long terme correspondant. Au fil du temps, le passif est désactualisé à sa valeur future estimative. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations sont comprises dans «Autres passifs à long terme» et la charge de désactualisation est incluse dans l’amortissement. Toute charge de désactualisation réglementaire non encore approuvée par l’organisme de réglementation est comptabilisée dans les immobilisations corporelles et incluse dans la prochaine étude sur l’amortissement.

Certains des actifs de transport et de distribution de la société pouvaient être assortis d’obligations liées à la mise hors service d’immobilisations conditionnelles qui ne sont pas comptabilisées dans les états financiers consolidés, la juste valeur de celles-ci ne pouvant être raisonnablement estimée en raison du manque d’information. Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations conditionnelle renvoie à une obligation juridique d’effectuer une mise hors service d’immobilisations dont le calendrier ou le mode de règlement dépend d’un événement futur qui relève ou non du contrôle de l’entité. La direction surveille ces obligations, et un passif est comptabilisé à la juste valeur dans la période où un montant peut être déterminé.

COÛTS D’ENLÈVEMENT

Tampa Electric, PGS, NMGC et NSPI comptabilisent les coûts d’enlèvement sans lien avec les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations comme des passifs réglementaires. Les coûts d’enlèvement sans lien avec les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations représentent les fonds reçus des clients selon les taux d’amortissement pour couvrir les coûts estimatifs futurs d’enlèvement d’immobilisations corporelles non requis par la loi au moment de la mise hors service. Les sociétés comptabilisent des provisions pour les coûts d’enlèvement tout au long de la durée de vie des actifs correspondants en fonction des études sur l’amortissement approuvées par leurs organismes de réglementation respectifs. Les coûts sont estimés selon les résultats passés et les attentes futures, compte tenu du moment prévu des sorties de fonds futures estimatives.

RÉMUNÉRATION À BASE D’ACTIONS

La société offre plusieurs régimes de rémunération à base d’actions, soit un régime d’options sur actions ordinaires à l’intention des dirigeants de la société, un régime d’achat d’actions ordinaires à l’intention des employés, un régime d’unités d’actions différées, un régime d’unités d’actions liées au rendement et un régime d’unités d’actions incessibles. La société comptabilise ses régimes selon la méthode de la juste valeur pour la rémunération à base d’actions. La charge de rémunération à base d’actions est évaluée à la date d’attribution, d’après la juste valeur calculée de l’attribution, et est comptabilisée comme une charge sur la période de services requis de l’employé ou de l’administrateur en utilisant la méthode graduelle d’acquisition des droits. Les régimes de rémunération à base d’actions comptabilisés à titre de passifs sont initialement évalués à la juste valeur et réévalués à la juste valeur chaque date de clôture, la variation du passif étant comptabilisée dans les résultats.

AVANTAGES SOCIAUX

Les coûts des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite à l’intention des employés sont passés en charges au cours des périodes où les employés rendent les services. La société constate la situation de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite au bilan, ainsi que les changements de la situation de capitalisation pendant l’exercice au cours duquel ceux-ci surviennent. La société constate les gains et pertes non amortis et les coûts au titre des services passés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu ou les actifs réglementaires. Les composantes du coût net des prestations autres que la composante du coût au titre des services passés sont présentées dans les «autres produits nets (charges nettes)» dans les états des résultats consolidés.

La pandémie de COVID-19 pourrait avoir une incidence sur les hypothèses actuarielles clés utilisées pour comptabiliser les avantages complémentaires de retraite, y compris les taux de rendement prévus sur les actifs des régimes et les taux d’actualisation utilisés pour déterminer l’obligation au titre des prestations constituées, les coûts des prestations et les exigences annuelles de capitalisation des régimes de retraite.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

2. MODIFICATION DE MÉTHODE COMPTABLE

Les nouvelles méthodes comptables relatives aux PCGR des États-Unis qui s’appliquent à la société, et qui ont été adoptées par celle-ci en 2020, sont présentées ci-après :

ÉVALUATION DES PERTES DE CRÉDIT ATTENDUES SUR LES INSTRUMENTS FINANCIERS

La société a adopté l’Accounting Standard Update («ASU») 2016-13, Measurement of Credit Losses on Financial Instruments , le 1[er] janvier 2020. Cette norme fournit des lignes directrices sur l’évaluation des pertes de crédit liées aux actifs financiers et certains autres instruments qui ne sont pas comptabilisés à la juste valeur par le biais du résultat net, y compris les créances clients et autres débiteurs, les titres de créance, les placements nets dans des contrats de location et les expositions de crédit hors bilan. Selon les nouvelles lignes directrices, les entités doivent remplacer la méthode actuellement utilisée pour comptabiliser les pertes de crédit subies par une méthode qui évalue toutes les pertes de crédit attendues liées aux actifs financiers d’après les résultats passés, la conjoncture et des prévisions raisonnables et justifiables. La norme exige que des informations supplémentaires soient fournies à l’égard des pertes de crédit, y compris la méthode utilisée pour comptabiliser les pertes de crédit et les indicateurs de la qualité du crédit. L’adoption de la norme a donné lieu à une diminution de 7 millions de dollars des bénéfices non répartis dans les états financiers consolidés au 1[er] janvier 2020.

SIMPLIFICATION DE LA COMPTABILISATION DES IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

En décembre 2019, le FASB a publié l’ASU 2019-12, Simplifying the Accounting for Income Taxes. La norme simplifie la comptabilisation des impôts sur les bénéfices en éliminant certaines exceptions des lignes directrices de l’ASC 740 concernant la méthode de ventilation des impôts de la période. Elle simplifie également certains aspects de la comptabilisation des impôts des concessions et des modifications des lois fiscales ou des taux d’imposition en vigueur, et clarifie la comptabilisation des opérations qui entraînent une augmentation de la base fiscale de l’écart d’acquisition. La norme s’applique aux exercices ouverts après le 15 décembre 2020 et aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, l’adoption anticipée étant permise. La norme fait l’objet d’une application prospective et rétrospective. La société a adopté la norme de façon anticipée le 1[er] janvier 2020. L’adoption de cette norme n’a eu aucune incidence sur les états financiers consolidés de la société.

MESURES D’ALLÉGEMENT À L’ÉGARD DES INCIDENCES DE LA RÉFORME DES TAUX DE RÉFÉRENCE SUR L’INFORMATION FINANCIÈRE

La société a adopté l’ASU 2020-04, Reference Rate Reform (Topic 848): Facilitation of the Effects of Reference Rate Reform on Financial Reporting , au quatrième trimestre de 2020. La norme prévoit des options et des exemptions dans le cadre de l’application des PCGR des États-Unis aux modifications de contrats et aux relations de couverture basées sur le taux interbancaire offert à Londres («LIBOR») ou sur un autre taux de référence qui devrait être abandonné. La norme est entrée en vigueur à la date de sa publication et les entités peuvent choisir de l’appliquer de manière prospective jusqu’au 31 décembre 2022. La transition de la société aux nouveaux taux de référence n’aura pas d’incidence significative sur les états financiers consolidés. En novembre 2020, la Réserve fédérale a prolongé l’élimination progressive du LIBOR jusqu’en juin 2023. La société continuera de surveiller l’incidence que cela pourrait avoir sur l’application de la norme.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

3. PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

La société se penche sur l’applicabilité et l’incidence de toutes les ASU publiées par le FASB. Les mises à jour suivantes ont été publiées par le FASB, mais n’ont pas encore été adoptées par Emera, leur adoption n’étant pas encore obligatoire. Toute ASU n’étant pas incluse ci-après a été évaluée et jugée non applicable pour la société ou comme ayant une incidence non significative sur les états financiers consolidés.

COMPTABILISATION DES INSTRUMENTS CONVERTIBLES ET DES CONTRATS PORTANT SUR LES PROPRES

INSTRUMENTS DE CAPITAUX PROPRES D’UNE ENTITÉ

En août 2020, le FASB a publié l’ASU 2020-06, Debt – Debt with Conversion and Other Options (Subtopic 470-20) and Derivatives and Hedging – Contracts in Entity’s Own Equity (Subtopic 815-40). La norme simplifie la comptabilisation des instruments d’emprunt sous forme de débentures convertibles et les actions privilégiées convertibles, en plus de modifier les obligations d’information. La norme met également à jour les lignes directrices sur l’exclusion du champ d’application des dérivés pour les contrats portant sur les propres instruments de capitaux propres d’une entité et les lignes directrices connexes sur le bénéfice par action. La norme s’appliquera aux exercices ouverts après le 15 décembre 2021 et aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices. L’adoption anticipée est permise, mais pas avant les exercices ouverts après le 15 décembre 2020. La norme peut faire l’objet d’une application rétrospective modifiée ou d’une application rétrospective intégrale. La société a adopté la norme de façon anticipée le 1[er] janvier 2021 en l’appliquant selon l’approche rétrospective modifiée. L’adoption de cette norme n’a eu aucune incidence significative sur ses états financiers consolidés.

OBLIGATIONS D’INFORMATION RELATIVES AUX TITRES DE CRÉANCE GARANTIS

En octobre 2020, le FASB a publié l’ASU 2020-09, Debt (Topic 470): Amendments to SEC Paragraphs pursuant to SEC Release No. 33-10762 . La modification apportée à la norme s’harmonise avec les nouvelles règles de la SEC concernant les modifications apportées aux obligations d’information pour certains titres d’emprunt enregistrés qui sont garantis. Les modifications comprennent la simplification de l’information, l’amélioration de certaines informations explicatives fournies dans les notes et la permission de fournir les informations en dehors des états financiers. La norme entrera en vigueur pour les rapports annuels des exercices clos après le 4 janvier 2021, l’adoption anticipée étant permise. La société évalue actuellement si l’adoption de cette norme aura une incidence sur ses états financiers consolidés.

4. CESSIONS

Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine pour une valeur d’entreprise totale d’environ 2,0 milliards de dollars, y compris une contrepartie en trésorerie de 1,4 milliard de dollars, une dette cédée et des ajustements du fonds de roulement. Un gain sur cession de 585 millions de dollars (309 millions de dollars après impôts), déduction faite des coûts de transaction, a été comptabilisé dans le secteur Divers dans les «Autres produits» aux états des résultats consolidés.

Les actifs et passifs d’Emera Maine étaient classés comme détenus en vue de la vente au 25 mars 2019. La société a continué de comptabiliser l’amortissement de ces actifs jusqu’à la date de clôture de l’opération, car l’amortissement continuait de se refléter dans les tarifs imposés aux abonnés et dans la valeur comptable reportée des actifs à la clôture de la vente. Un amortissement total de 53 millions de dollars a été comptabilisé sur ces actifs à compter du 25 mars 2019, date à laquelle ils ont été classés comme détenus en vue de la vente, jusqu’à la date de la vente. Une tranche de 39 millions de dollars sur 53 millions de dollars a été comptabilisée en 2019. Les actifs et passifs d’Emera Maine étaient pris en compte dans le secteur Autres entreprises de services publics d’électricité de la société.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

5. INFORMATION SECTORIELLE

Emera présente séparément ses secteurs isolables en raison notamment de la diversité de leur cadre d’exploitation, de leur cadre réglementaire et de leurs zones géographiques. Les secteurs sont présentés en fonction des produits, du bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires et du total de l’actif de chaque filiale, tels qu’ils sont présentés au principal décideur de l’exploitation de la société. Les cinq secteurs isolables d’Emera sont Entreprise de services publics d’électricité en Floride, Entreprises de services publics d’électricité au Canada, Autres entreprises de services publics d’électricité, Entreprises de services publics de gaz naturel et d’infrastructure, et Divers.

				Entreprises
	Entreprise	Entreprises	Autres	de services
	de services	de services	entreprises	publics de
	publics	publics	de services	gaz naturel		Éliminations
	d’électricité	d’électricité	publics	et d’infra-		inter-
en millions de dollars canadiens	en Floride	au Canada	d’électricité	structure	Divers	sectorielles	Total
Pour l’exercice clos
le 31 décembre 2020
Produits d’exploitation provenant de
clients externes1)	2 473 $	1 494 $	474 $	1 051 $	14 $	– $	5 506 $
Produits intersectoriels1)	7	–	–	7	15	(29)	–
Total desproduits d’exploitation	2 480	1 494	474	1 058	29	(29)	5 506
Combustible réglementé pour la
production et l’achat d’électricité	574	659	194	–	–	(7)	1 420
Coût réglementé dugaz naturel	–	–	–	293	–	–	293
Charges d’exploitation et d’entretien
et chargesgénérales	552	282	151	334	115	(15)	1 419
Amortissement	455	236	71	111	8	–	881
Quote-part du bénéfice des placements
dans des sociétés satellites	–	96	4	20	29	–	149
PFUPC – dette et capitaux	54	4	1	9	–	–	68
Intérêts débiteurs nets	151	139	32	56	301	–	679
Intérêts répartis en interne2)	–	–	–	13	(13)	–	–
Gain sur la vente, déduction faite des
coûts de transaction	–	–	–	–	585	–	585
Pertes de valeur	–	–	–	–	(25)	–	(25)
Charge (recouvrement) d’impôts sur
les bénéfices	89	17	(8)	51	192	–	341
Bénéfice net (perte nette) attribuable
auxporteurs d’actions ordinaires	501	221	35	162	19	–	938
Dépenses en immobilisations	1 361	338	148	749	4	–	2 600
Au 31 décembre 2020
Total de l’actif	16 889	6 752	1 365	6 067	1 234	(1 073)3)	31 234
Placements sous influence notable	–	1 176	41	129	–	–	1 346
Écart d’acquisition	4 455	–	68	1 194	3	–	5 720

1) Tous les soldes et toutes les opérations intersociétés importants ont été éliminés à la consolidation, sauf certaines opérations entre les entités à tarifs réglementés et à tarifs non réglementés, parce que la direction estime que l’élimination de ces opérations entraînerait une sous-évaluation au titre des immobilisations corporelles et des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, ou au titre du combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité. Les opérations intersociétés qui n’ont pas été éliminées sont évaluées au montant de la contrepartie établie et acceptée par les parties liées. Les opérations éliminées sont prises en compte dans la détermination des secteurs isolables.
2) Le bénéfice net sectoriel est présenté sur une base qui comprend les coûts de financement répartis en interne.
3) Découlent principalement du reclassement des impôts reportés consolidés. Les actifs d’impôts reportés sont reclassés et déduits des passifs d’impôts reportés à la consolidation.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

				Entreprises
	Entreprise	Entreprises	Autres	de services
	de services	de services	entreprises	publics de
	publics	publics	de services	gaz naturel		Éliminations
	d’électricité	d’électricité	publics	et d’infra-		inter-
en millions de dollars canadiens	en Floride	au Canada	d’électricité	structure	Divers	sectorielles	Total
Pour l’exercice clos
le 31 décembre 2019
Produits d’exploitation provenant de
clients externes1)	2 596 $	1 429 $	744 $	1 097 $	245 $	– $	6 111 $
Produits intersectoriels1)	11	1	–	22	37	(71)	–
Total desproduits d’exploitation	2 607	1 430	744	1 119	282	(71)	6 111
Combustible réglementé pour la
production et l’achat d’électricité	772	573	286	–	–	(22)	1 609
Coût réglementé dugaz naturel	–	–	–	350	–	–	350
Charges d’exploitation et d’entretien
et chargesgénérales	554	313	195	319	130	(47)	1 464
Amortissement	445	231	107	109	11	–	903
Quote-part du bénéfice des placements
dans des sociétés satellites	–	91	5	22	36	–	154
PFUPC – dette et capitaux	20	6	5	2	–	–	33
Intérêts débiteurs nets	154	142	52	59	331	–	738
Intérêts répartis en interne2)	–	–	–	14	(14)	–	–
Pertes de valeur	–	–	34	–	–	–	34
Charge (recouvrement) d’impôts sur
les bénéfices	79	(10)	11	48	(67)	–	61
Bénéfice net (perte nette) attribuable
auxporteurs d’actions ordinaires	419	229	45	183	(213)	–	663
Dépenses en immobilisations	1 393	384	195	448	63	–	2 483
Au 31 décembre 2019
Total de l’actif	16 214	6 717	3 069	5 489	1 459	(1 106)3)	31 842
Placements sous influence notable	–	1 133	41	138	–	–	1 312
Écart d’acquisition	4 544	–	70	1 218	3	–	5 835

1) Tous les soldes et toutes les opérations intersociétés importants ont été éliminés à la consolidation, sauf certaines opérations entre les entités à tarifs réglementés et à tarifs non réglementés, parce que la direction estime que l’élimination de ces opérations entraînerait une sous-évaluation au titre des immobilisations corporelles et des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, ou au titre du combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité. Les opérations intersociétés qui n’ont pas été éliminées sont évaluées au montant de la contrepartie établie et acceptée par les parties liées. Les opérations éliminées sont prises en compte dans la détermination des secteurs isolables.
2) Le bénéfice net sectoriel est présenté sur une base qui comprend les coûts de financement répartis en interne.
3) Découlent principalement du reclassement des impôts reportés consolidés. Les actifs d’impôts reportés sont reclassés et déduits des passifs d’impôts reportés à la consolidation.

INFORMATION GÉOGRAPHIQUE

Produits[1)] :

INFORMATION GÉOGRAPHIQUE Produits1):
Pour les	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Canada	1 569 $	1 497 $
États-Unis	3 522	4 140
Barbade	263	320
Bahamas	112	112
Dominique	40	42
	5 506 $	6 111 $

1) Les produits sont fondés sur le pays d’origine du produit vendu ou du service fourni.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Immobilisations corporelles :

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Canada	4 304 $	4 248 $
États-Unis	14 353	13 095
Barbade	510	462
Bahamas	289	282
Dominique	79	80
	19 535 $	18 167 $

6. PRODUITS

Le tableau suivant présente la ventilation des produits de la société par sources principales :

				Entreprises
	Entreprise	Entreprises	Autres	de services
	de services	de services	entreprises	publics de
	publics	publics	de services	gaz naturel		Éliminations
	d’électricité	d’électricité	publics	et d’infra-		inter-
en millions de dollars canadiens	en Floride	au Canada	d’électricité	structure	Divers	sectorielles	Total
Pour l’exercice clos
le 31 décembre 2020
Activités à tarifs réglementés
Produits tirés de l’électricité
Secteur résidentiel	1 365 $	806 $	179 $	– $	– $	– $	2 350 $
Secteur commercial	678	405	233	–	–	–	1 316
Secteur industriel	178	224	32	–	–	–	434
Divers produits liés à l’électricité et
reports réglementaires	242	31	8	–	–	–	281
Divers1)	17	28	22	1	–	(7)	61
Produits tirés des activités à tarifs
réglementés – Électricité	2 480	1 494	474	1	–	(7)	4 442
Produits tirés du gaz
Secteur résidentiel	–	–	–	495	–	–	495
Secteur commercial	–	–	–	275	–	–	275
Secteur industriel	–	–	–	54	–	–	54
Produits financiers2), 3)	–	–	–	61	–	–	61
Divers	–	–	–	156	–	(7)	149
Produits tirés des activités à tarifs
réglementés – Gaz	–	–	–	1 041	–	(7)	1 034
Activités à tarifs non réglementés
Commercialisation et négociation4)	–	–	–	–	38	–	38
Ventes d’énergie4)	–	–	–	–	16	(16)	–
Capacité	–	–	–	–	–	–	–
Divers	–	–	–	16	21	–	37
Réévaluation à la valeur du marché3)	–	–	–	–	(46)	1	(45)
Produits tirés des activités à tarifs
non réglementés	–	–	–	16	29	(15)	30
Total des produits d’exploitation	2 480 $	1 494 $	474 $	1 058 $	29 $	(29) $	5 506 $

1) Le secteur Divers comprend les loyers, qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
2) Produits liés à la convention de services du gazoduc Brunswick conclue avec Repsol Energy Canada.
3) Produits qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
4) Comprennent les gains (pertes) résultant du règlement d’instruments dérivés énergétiques qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

				Entreprises
	Entreprise	Entreprises	Autres	de services
	de services	de services	entreprises	publics de
	publics	publics	de services	gaz naturel		Éliminations
	d’électricité	d’électricité	publics	et d’infra-		inter-
en millions de dollars canadiens	en Floride	au Canada	d’électricité	structure	Divers	sectorielles	Total
Pour l’exercice clos
le 31 décembre 2019
Activités à tarifs réglementés
Produits tirés de l’électricité
Secteur résidentiel	1 387 $	746 $	276 $	– $	– $	– $	2 409 $
Secteur commercial	745	400	339	–	–	–	1 484
Secteur industriel	207	210	44	–	–	–	461
Divers produits liés à l’électricité et
reports réglementaires	246	45	13	–	–	–	304
Divers1)	22	29	72	–	–	(12)	111
Produits tirés des activités à tarifs
réglementés – Électricité	2 607	1 430	744	–	–	(12)	4 769
Produits tirés du gaz
Secteur résidentiel	–	–	–	502	–	–	502
Secteur commercial	–	–	–	298	–	–	298
Secteur industriel	–	–	–	50	–	–	50
Produits financiers2), 3)	–	–	–	60	–	–	60
Divers	–	–	–	193	–	(22)	171
Produits tirés des activités à tarifs
réglementés – Gaz	–	–	–	1 103	–	(22)	1 081
Activités à tarifs non réglementés
Commercialisation et négociation4)	–	–	–	–	31	–	31
Ventes d’énergie4)	–	–	–	–	80	(12)	68
Capacité	–	–	–	–	38	–	38
Divers	–	–	–	16	31	(25)	22
Réévaluation à la valeur du marché3)	–	–	–	–	102	–	102
Produits tirés des activités à tarifs
non réglementés	–	–	–	16	282	(37)	261
Total des produits d’exploitation	2 607 $	1 430 $	744 $	1 119 $	282 $	(71) $	6 111 $

1) Le secteur Divers comprend les loyers, qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.
2) Produits liés à la convention de services du gazoduc Brunswick conclue avec Repsol Energy Canada.
3) Produits qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

4) Comprennent les gains (pertes) résultant du règlement d’instruments dérivés énergétiques qui ne correspondent pas à des produits tirés de contrats conclus avec des clients.

Obligations de prestation qui restent à remplir

Les obligations de prestation qui restent à remplir se composent principalement de contrats de transport de gaz, de contrats d’éclairage et des ententes à long terme d’approvisionnement en vapeur à échéances déterminées. Au 31 décembre 2020, le prix de transaction affecté aux obligations de prestation qui restaient à remplir totalisait 464 millions de dollars (347 millions de dollars en 2019). Ce montant comprend les obligations de prestation futures de 149 millions de dollars liées à un contrat de transport de gaz entre SeaCoast et PGS venant à échéance en 2040. Ce montant exclut les contrats ayant une durée prévue initiale de un an ou moins et les montants variables qu’Emera comptabilise dans les produits au montant qu’elle a le droit de facturer pour les services fournis. Emera prévoit comptabiliser des produits liés aux obligations de prestation qui restent à remplir jusqu’en 2040.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

7. ACTIFS ET PASSIFS RÉGLEMENTAIRES

Les actifs réglementaires représentent les coûts prudemment engagés qui ont été constatés d’avance, parce qu’il est probable qu’ils seront recouvrés à même les tarifs ou les droits futurs perçus auprès des clients. La direction estime que les actifs réglementaires existants vont probablement être recouvrés, puisque la société a reçu l’approbation nécessaire de l’organisme de réglementation approprié ou en raison d’un précédent réglementaire établi dans des circonstances semblables. Si la direction ne considère plus qu’il est probable qu’un actif sera recouvré, les coûts reportés sont comptabilisés dans les résultats.

Les passifs réglementaires représentent les obligations de verser des remboursements aux clients ou de réduire les produits futurs en raison des recouvrements précédents. Si la direction ne considère plus qu’il est probable qu’un passif sera réglé, le montant correspondant est constaté dans les résultats.

L’amortissement des actifs et passifs réglementaires est approuvé par l’organisme de réglementation respectif.

Actifs et passifs réglementaires

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs réglementaires
Actifs réglementaires d’impôts reportés	887 $	862 $
Régime de retraite et régime d’avantages complémentaires de retraite – soins de santé	394	380
Reports liés aux instruments dérivés	65	81
Clauses de recouvrement des coûts	49	13
Coûts de remise en état liés aux tempêtes – actif réglementaire	41	38
Mesures environnementales correctives	28	26
Recouvrement des coûts irrécupérables	26	27
Report au titre du programme de gestion axée sur la demande	15	19
Coûts de désendettement non amortis	13	19
Divers	66	87
	1 584 $	1 552 $
À court terme	165 $	121 $
À longterme	1 419	1 431
Total des actifs réglementaires	1 584 $	1 552 $
Passifs réglementaires
Passifs réglementaires d’impôts reportés	933	985
Provision cumulée – coûts d’enlèvement	865	891
Provision pour tempêtes	62	62
Clauses de recouvrement des coûts	31	53
Fonds d’autoassurance (note 32)	28	29
Mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible réglementé	21	115
Reports liés aux instruments dérivés	15	42
Divers	6	4
	1 961 $	2 181 $
À court terme	129 $	295 $
À longterme	1 832	1 886
Total des passifs réglementaires	1 961 $	2 181 $

Actifs et passifs réglementaires d’impôts reportés

Un actif ou passif réglementaire est constaté dans la mesure où la société s’attend à recouvrer des impôts sur les bénéfices reportés auprès des clients ou à les rembourser à ceux-ci au cours des exercices futurs, le cas échéant.

Régime de retraite et régime d’avantages complémentaires de retraite – soins de santé

Cet actif est principalement lié à des coûts reportés au titre du régime de retraite et du régime d’avantages complémentaires de retraite de Tampa Electric, PGS et NMGC. Il est inclus dans la base tarifaire et produit un rendement à un taux conforme aux règles de la FPSC et de la Public Regulation Commission du Nouveau-Mexique («NMPRC»), selon le cas. Il est amorti sur la durée de service restante des participants du régime.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

107

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Reports liés aux instruments dérivés

Cet actif est principalement lié aux variations de la juste valeur des instruments dérivés qui sont documentés comme des couvertures économiques ou qui ne sont pas admissibles à l’exemption en matière d’AVC, lesquelles variations sont reportées par NSPI à titre d’actifs ou de passifs réglementaires comme il a été approuvé par son organisme de réglementation. Au moment du règlement de l’élément couvert, le gain ou la perte réalisé est comptabilisé dans le combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité, dans les stocks, dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, ou dans les immobilisations corporelles, selon la nature de l’élément couvert économiquement.

Clauses de recouvrement des coûts

Ces actifs et passifs sont liés aux clauses et avenants de Tampa Electric, de PGS et de NMGC. Ils font l’objet d’un recouvrement ou d’un remboursement dollar pour dollar dans le cadre de mécanismes de recouvrement des coûts approuvés par la FPSC ou la NMPRC, selon le cas, au cours d’une période ultérieure.

Coûts de remise en état liés aux tempêtes – actif réglementaire

Cet actif correspond aux coûts de remise en état liés aux tempêtes engagés principalement par GBPC. GBPC conserve une assurance pour ses installations de production d’électricité, tandis que ses réseaux de transport et de distribution sont autoassurés, comme c’est le cas pour la plupart des entreprises de services publics. Le 1[er] septembre 2019, l’ouragan Dorian, d’une force de catégorie 5, a frappé l’île de Grand Bahama en générant des vents soutenus d’environ 285 km/h. Le passage de l’ouragan sur l’île a duré plusieurs jours, endommageant lourdement ou détruisant des maisons et des entreprises auxquelles GBPC fournit des services. Les installations de production, de transport et de distribution d’électricité de GBPC ont subi des dommages, y compris l’effet des inondations causées par l’onde de tempête et la pluie.

En janvier 2020, la Grand Bahama Port Authority («GBPA») a approuvé le recouvrement de 15 millions de dollars américains de coûts liés à l’ouragan sur une période de cinq ans. Le recouvrement a été mis en œuvre par l’intermédiaire des tarifs le 1[er] janvier 2021.

Les coûts de restauration liés à l’ouragan Matthew en 2016 sont recouvrés au moyen d’une charge liée au combustible approuvée sur une période de cinq ans. La section Grand Bahama Power Company Limited ci-après contient de plus amples renseignements sur le recouvrement. Le solde de l’actif réglementaire s’élevait à 18 millions de dollars américains au 31 décembre 2020.

Coûts environnementaux

Cet actif est principalement lié aux coûts des mesures environnementales correctives adoptées par PGS pour des sites d’usines de gaz manufacturé. Le solde est inclus dans la base tarifaire, compensant en partie le passif connexe, et produit un rendement à un taux conforme aux règles de la FPSC. Le calendrier de recouvrement est établi d’après l’entente de règlement approuvée par la FPSC.

Recouvrement des coûts irrécupérables

En raison de la mise hors service de la turbine à vapeur de GBPC en 2012, la GBPA a approuvé le recouvrement de 21 millions de dollars américains de coûts irrécupérables au moyen des tarifs d’électricité; le recouvrement est inclus dans la base tarifaire et devrait être compris dans les tarifs des exercices à venir.

Report au titre du programme de gestion axée sur la demande

La Nova Scotia Utility and Review Board (la «Régie») a approuvé l’intégration du report au titre du programme de gestion axée sur la demande de 2015 établi à 35 millions de dollars en 2015 et recouvrable auprès des clients sur une période de huit ans qui a commencé en 2016.

La Régie a demandé à EfficiencyOne, un franchisé désigné par la province de la Nouvelle-Écosse pour fournir à NSPI des activités liées à l’efficacité énergétique et à la conservation de l’énergie en vertu de la loi intitulée Public Utilities Act of Nova Scotia (la «Public Utilities Act»), d’examiner les options de financement qui lui permettraient d’emprunter le montant du report de 2015 auprès d’un prêteur commercial afin de rembourser à NSPI le montant qu’elle a engagé au nom de ses clients en 2015. Au mois de décembre 2016, EfficiencyOne a obtenu le financement et avancé des fonds de 31 millions de dollars à NSPI afin de financer le report au titre du programme de gestion axée sur la demande de 2015. En février 2017, EfficiencyOne a avancé des fonds additionnels de 2 millions de dollars à NSPI. À mesure que NSPI recouvrera les montants connexes auprès des clients au cours des trois années qui restent à courir, elle remboursera le solde à EfficiencyOne. Ce montant a été comptabilisé comme un passif sous le poste «Autres passifs à long terme», la tranche échéant à moins de un an du passif étant comprise sous «Autres passifs à court terme» des bilans consolidés.

Coûts de désendettement non amortis

Au moment de sa privatisation en 1992, NSPI a pris en charge la gestion d’un portefeuille de titres liés à un désendettement détenus en fiducie qui assure les flux de capital et d’intérêts aux fins de concordance avec la dette connexe, qui, au 31 décembre 2020, totalisait 582 millions de dollars (740 millions de dollars en 2019). L’excédent du coût de ces titres sur la valeur nominale de la dette connexe est reporté au bilan et amorti sur la durée de la dette, comme il est permis par la Régie.

108

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Provision cumulée – coûts d’enlèvement

Ce passif réglementaire correspond aux coûts d’enlèvement sans lien avec les obligations liées à la réserve dans Tampa Electric, PGS, NMGC et NSPI. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations représentent les coûts engagés aux fins de l’enlèvement d’immobilisations corporelles requis par la loi. Les coûts d’enlèvement sans lien avec les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations représentent les fonds estimatifs reçus des clients selon les taux d’amortissement pour couvrir les coûts futurs d’enlèvement d’immobilisations corporelles non requis par la loi, déduction faite de la valeur de récupération au moment de la mise hors service, qui est portée en réduction de la base tarifaire aux fins de l’établissement des tarifs. Ce passif est réduit lorsque les coûts d’enlèvement sont engagés et augmenté lorsque l’amortissement est comptabilisé au titre des actifs existants ou que de nouveaux actifs entrent en service.

Provision pour tempêtes

La provision pour tempêtes est prévue pour les ouragans et autres tempêtes qui peuvent causer d’importants dommages au réseau de Tampa Electric et de PGS. Comme le permet la FPSC, si les charges défalquées de la provision pour tempêtes dépassent le montant du passif lié à la provision pour tempêtes, l’excédent doit être comptabilisé comme un actif réglementaire. Tampa Electric et PGS peuvent déposer auprès de la FPSC une demande visant à recouvrer les coûts de remise en état sur une période de 12 mois ou plus, selon ce qui sera établi par la FPSC, ainsi qu’à renflouer sa provision. En septembre 2019, Tampa Electric a engagé des coûts d’environ 8 millions de dollars américains dans la préparation aux travaux de remise en état liés à l’ouragan Dorian. Ces coûts ont été imputés au passif réglementaire lié à la provision pour tempêtes.

Mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible réglementé

Ce passif réglementaire correspond à l’écart entre les coûts réels du combustible et les montants recouvrés auprès des clients de NSPI au moyen des tarifs d’électricité au cours d’une année donnée et qui sont reportés à titre d’actif ou de passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible et recouvrés auprès des clients ou remis à ceux-ci au cours d’un exercice ultérieur. Comme il a été approuvé le 6 décembre 2019 dans le cadre du plan de stabilité tarifaire sur trois ans pour les coûts du combustible de NSPI, les écarts entre les coûts réels du combustible et les produits liés au combustible recouvrés auprès des clients pour les exercices 2020 à 2022 seront recouvrés ou retournés aux clients après 2022. La décision de la Régie d’approuver le plan de stabilité tarifaire prévoit que tout excédent annuel des produits non liés au combustible dépassant la fourchette de rendement des capitaux propres approuvée par NSPI doit être appliqué au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible.

CADRE RÉGLEMENTAIRE

Entreprise de services publics d’électricité en Floride

Tampa Electric est réglementée par la FPSC. Tampa Electric est aussi assujettie à la réglementation de la Federal Energy Regulatory Commission («FERC»). La FPSC établit les tarifs à un niveau qui permet aux services publics comme Tampa Electric de percevoir les produits totaux ou les produits requis selon un montant correspondant au coût de la prestation de leurs services, majoré d’un rendement du capital investi approprié.

Le rendement des capitaux propres réglementé approuvé par Tampa Electric pour 2020 et 2019 est de l’ordre de 9,25 % à 11,25 %, selon une structure du capital autorisée composée à 54 % de capitaux propres. Un rendement des capitaux propres de 10,25 % est utilisé pour le calcul du rendement du capital investi en vertu des clauses.

Recouvrement du combustible

Tampa Electric a une clause de recouvrement du combustible approuvée par la FPSC qui lui permet de recouvrer les montants au titre des variations des charges liées au combustible auprès des clients en effectuant des rajustements tarifaires annuels. La FPSC approuve annuellement les taux de recouvrement des coûts liés à l’achat d’électricité, la capacité, l’environnement et la conservation, y compris un rendement du capital investi. Les différences entre les coûts du combustible engagés prudemment, les taux de recouvrement des coûts et les montants recouvrés auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité au cours d’un exercice sont reportées à titre d’actif ou de passif réglementaire et recouvrés auprès des clients ou remboursées à ceux-ci au cours d’un exercice futur.

Tarifs de base

Le 1[er] février 2021, Tampa Electric a avisé la FPSC qu’elle prévoyait demander une hausse des tarifs de base afin de tenir compte des besoins en produits additionnels d’environ 280 millions de dollars américains à 295 millions de dollars américains, qui entrerait en vigueur en janvier 2022. Les tarifs proposés par Tampa Electric comprennent le recouvrement des coûts de la première phase du projet de modernisation de la centrale Big Bend, des projets de centrales solaires d’une capacité de 225 MW, de l’investissement dans les projets d’infrastructure de compteurs évolués et du recouvrement accéléré de la valeur comptable nette résiduelle des actifs mis hors service. Tampa Electric prévoit également obtenir une approbation pour des rajustements de la base tarifaire liée à la production d’électricité de l’ordre de 130 millions de dollars américains, en vue de recouvrer les coûts de la deuxième phase du projet de modernisation de la centrale Big Bend et d’autres projets de centrales solaires au cours des exercices ultérieurs. Ces demandes de rajustements de tarifs constituent des estimations jusqu’à ce que Tampa Electric termine et dépose sa demande détaillée. Tampa Electric prévoit déposer sa demande détaillée le 2 avril 2021 ou après cette date, et une décision de la FPSC est attendue d’ici la fin de 2021.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

109

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le 9 avril 2019, Tampa Electric a conclu un accord de règlement avec les parties représentant les consommateurs concernant les coûts admissibles des tempêtes à la suite de l’ouragan Irma en 2017, qui a été approuvé par la FPSC le 21 mai 2019. En conséquence, Tampa Electric a remboursé 12 millions de dollars américains aux clients en janvier 2020, ce qui a eu peu d’incidence sur les états des résultats consolidés.

Le 20 août 2018, la FPSC a approuvé une réduction des tarifs de base de 103 millions de dollars américains par année à compter de 2019, en raison de la baisse de la charge fiscale attribuable aux économies d’impôts découlant de la réforme fiscale de 2018 des États-Unis.

Rajustements de la base tarifaire liée à l’énergie solaire inclus dans les tarifs de base

Au 31 décembre 2020, Tampa Electric a investi 820 millions de dollars américains dans des projets de centrales solaires photovoltaïques d’une capacité de 600 MW, montant qui est recouvrable grâce à des rajustements de la base tarifaire liée à l’énergie solaire («SoBRA») approuvés par la FPSC. Tampa Electric prévoit investir 30 millions de dollars américains supplémentaires dans ces projets jusqu’en 2021. La provision pour fonds utilisés pendant la construction («PFUPC») est réalisée sur ces projets pendant la construction. La FPSC a approuvé des SoBRA représentant un total de 600 MW ou 104 millions de dollars américains par an en besoins en produits estimatifs pour les projets en cours.

La demande d’ajustements finaux des estimations de besoins en produits relativement aux SoBRA des tranches 1 et 2 incluses dans les tarifs de base de respectivement septembre 2018 et janvier 2019 a été déposée le 30 avril 2020, et la FPSC a approuvé le montant le 18 août 2020. Un ajustement de 5 millions de dollars américains a été remboursé aux clients en 2020. Les ajustements finaux des SoBRA pour les tranches 3 et 4 seront déposés respectivement en 2021 et en 2022.

Clause de recouvrement des coûts de protection contre les tempêtes et entente de règlement

Le 3 octobre 2019, la FPSC a publié un règlement pour mettre en œuvre une clause de recouvrement des coûts au titre du plan de protection contre les tempêtes («PPT»). Cette nouvelle clause prévoit un processus permettant aux entreprises de services publics de Floride détenues par des investisseurs, y compris Tampa Electric, de recouvrer les coûts liés au transport et à la distribution pour les activités supplémentaires qui ne sont pas déjà incluses dans les tarifs de base. Tampa Electric a soumis son plan de protection contre les tempêtes à la FPSC le 10 avril 2020. Le 27 avril 2020, Tampa Electric a soumis à la FPSC une entente de règlement prévoyant une réduction au tarif de base de 15 millions de dollars américains des coûts précédemment recouvrés en fonction des tarifs de base aux termes du programme du PPT à compter du 1[er] janvier 2021. Le 9 juin 2020, la FPSC a approuvé cette entente de règlement. Le 3 août 2020, Tampa Electric a soumis à la FPSC pour approbation une autre entente de règlement prévoyant notamment le recouvrement d’environ 39 millions de dollars américains au titre des coûts de protection contre les tempêtes proposés pour 2020 et 2021. Ce recouvrement comprend le retranchement au tarif de base de 15 millions de dollars américains des coûts recouvrés en fonction des tarifs de base. L’entente de règlement a été approuvée le 10 août 2020 et le recouvrement de coûts par Tampa Electric a débuté en janvier 2021. Le plan approuvé actuel s’appliquera au cours des exercices 2020, 2021 et 2022, et Tampa Electric déposera un nouveau plan en 2022 afin de déterminer le recouvrement des coûts pour 2023, 2024 et 2025.

L’entente de règlement approuvée le 9 juin 2020 par la FPSC et dont il a été fait mention précédemment comprend également l’approbation de la pétition de Tampa Electric visant à éliminer son excédent accumulé de 16 millions de dollars américains au titre d’une provision pour amortissement des actifs incorporels liés aux logiciels au moyen d’un crédit porté à la dotation à l’amortissement en 2020.

Projet de modernisation de la centrale Big Bend

Tampa Electric a investi environ 526 millions de dollars américains jusqu’au 31 décembre 2020 dans la modernisation de la centrale Big Bend. Le projet de modernisation permettra de réalimenter l’Unité 1 de la centrale Big Bend au gaz naturel à cycle combiné et d’éliminer le charbon utilisé comme combustible à cette unité. Le 1[er] juin 2020, Tampa Electric a démantelé les composantes de l’Unité 1 qui ne seront pas utilisées dans la centrale modernisée. Au 1[er] juin 2020 et au 31 décembre 2020, le bilan comprenait des installations de services publics d’électricité de respectivement 304 millions de dollars (223 millions de dollars américains) et 255 millions de dollars (200 millions de dollars américains), ainsi qu’un amortissement cumulé de respectivement 123 millions de dollars (90 millions de dollars américains) et 112 millions de dollars (88 millions de dollars américains) en lien avec les composantes de l’Unité 1. Conformément à l’entente de règlement approuvée par la FPSC en 2017, Tampa Electric continuera de comptabiliser son investissement actuel dans l’Unité 1 dans les installations de services publics d’électricité et à amortir ces actifs selon les taux d’amortissement actuels jusqu’à ce que la FPSC approuve sa prochaine étude sur l’amortissement et le démantèlement. En outre, Tampa Electric prévoit démanteler l’Unité 2 en 2021. Conformément à l’entente de règlement conclue en 2017, Tampa Electric n’était pas tenue de demander un calendrier pour le recouvrement des actifs mis hors service avant sa prochaine étude sur l’amortissement. Le 30 décembre 2020, Tampa Electric a déposé auprès de la FPSC une étude sur l’amortissement et le démantèlement ainsi qu’une demande relative aux calendriers de recouvrement de capital.

Tampa Electric prévoit démanteler l’Unité 3 de la centrale Big Bend en 2023. Comme elle le fait dans le cadre du plan de démantèlement de l’Unité 1 et de l’Unité 2, Tampa Electric continuera de comptabiliser son investissement actuel dans l’Unité 3 dans les installations de services publics d’électricité et à amortir ces actifs selon les taux d’amortissement actuels jusqu’à ce que la FPSC approuve sa prochaine étude sur l’amortissement et le démantèlement.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Entreprises de services publics d’électricité au Canada

NSPI

NSPI est une entreprise de services publics au sens où l’entend la Public Utilities Act et est assujettie à la réglementation en vertu de la Public Utilities Act par la Régie. Cette loi confère à la Régie un pouvoir de contrôle sur les activités et les dépenses de NSPI. Les tarifs d’électricité exigés des clients de NSPI sont également soumis à l’approbation de la Régie.

NSPI est réglementée conformément au modèle axé sur le coût du service, les tarifs étant fixés pour recouvrer les coûts prudemment engagés afin de fournir des services d’électricité aux clients et d’offrir un rendement raisonnable aux investisseurs. Pour 2020 et 2019, le rendement des capitaux propres réglementé autorisé par NSPI se situait entre 8,75 % et 9,25 % selon une composante de capitaux propres attribuables aux porteurs d’actions ordinaires réglementée réelle, d’après une moyenne calculée sur cinq trimestres, d’un maximum de 40 %.

NSPI a recours à un mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible approuvé par la Régie lui permettant de demander le recouvrement des coûts liés au combustible auprès des clients au moyen de rajustements tarifaires périodiques. Les écarts entre les coûts réels du combustible et les montants recouvrés auprès des clients au moyen des tarifs d’électricité sur un an sont reportés à titre d’actif ou de passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible, et ils sont recouvrés auprès des clients ou remis à ceux-ci au cours d’un exercice ultérieur.

NSPI exerce actuellement ses activités selon un plan de stabilité sur trois ans pour les coûts du combustible, ce qui entraînera une hausse annuelle moyenne des tarifs de 1,5 % afin de recouvrer les coûts du combustible pour la période de 2020 à 2022. Ces tarifs comprennent le recouvrement des coûts du lien maritime.

Le lien maritime est un projet de transport de 1,6 milliard de dollars qui comprend deux câbles sous-marins de 170 kilomètres reliant l’île de Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse. Le lien maritime a été mis en service le 15 janvier 2018 et NSPI a commencé à verser les cotisations provisoires approuvées par la Régie à NSPML à cette date. La Régie a approuvé une cotisation provisoire pour le recouvrement des coûts à payer à NSPML pour 2020 de 145 millions de dollars et, au 31 décembre 2020, 135 millions de dollars de ce montant avaient été versés. Les cotisations ont fait l’objet de retenues de garantie de 10 millions de dollars, lesquelles seront libérées si la Régie estime que les clients de NSPI ont tiré des avantages d’au moins 10 millions de dollars grâce au lien maritime. Si des avantages à hauteur de 10 millions de dollars sont tirés par les clients, la Régie ordonnera à NSPI de verser les 10 millions de dollars à NSPML ayant trait à l’année visée. Si ce montant n’est pas atteint, la Régie ordonnera à NSPI de verser à NSPML seulement la tranche correspondant aux avantages obtenus, et le solde sera remboursé aux clients par le biais du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de NSPI. Pour 2020, NSPI a comptabilisé une retenue de garantie de 4 millions de dollars à payer à NSPML.

Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé la cotisation provisoire de NSPML pour le recouvrement des coûts du lien maritime pour 2021 auprès de NSPI d’environ 172 millions de dollars, sous réserve d’une retenue de garantie de 10 millions de dollars selon des modalités conformes à celles qui ont été approuvées auparavant par la Régie. La cotisation prévoit également le report potentiel à long terme d’une dotation aux amortissements pouvant aller jusqu’à 23 millions de dollars, en fonction du début des livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse. Pour plus de précisions, veuillez consulter la section NSPML ci-dessous.

Aux termes du plan de stabilité tarifaire sur trois ans, les tarifs d’électricité ont été fixés de façon à inclure le montant approuvé de 145 millions de dollars pour la cotisation à l’égard du lien maritime pour 2020 et les montants estimatifs de respectivement 164 millions de dollars et 162 millions de dollars pour 2021 et 2022. Tout écart entre les montants prévus au plan de stabilité tarifaire pour les coûts du combustible et ceux approuvés par la Régie dans le cadre de la demande de cotisation provisoire de NSPML sera éliminé au moyen du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible.

Étant donné le retard dans la livraison d’énergie à partir du projet de Muskrat Falls, dont l’exploitant est Nalcor Energy, les cotisations provisoires approuvées pour le lien maritime reflétaient une réduction de la cotisation de NSPML pour chacun des exercices 2018 et 2019 relativement à la dotation aux amortissements. NSPI a remboursé la cotisation réduite de NSPML pour 2018 aux clients en 2018 et en 2019, en accordant un crédit à ses clients de respectivement 17 millions de dollars et 35 millions de dollars. La décision de la Régie d’approuver le plan de stabilité tarifaire pour les coûts du combustible de NSPI pour la période de 2020 à 2022 a défini le traitement de la cotisation réduite de NSPML pour 2019, soit 52 millions de dollars plus les intérêts. La majeure partie de la cotisation réduite a été remboursée à la plupart des clients grâce à une réduction incorporée dans leurs tarifs de 2020 et les clients restants ont reçu un crédit unique en 2020. Au 31 décembre 2020, un montant de 40 millions de dollars plus les intérêts avait été remboursé aux clients, les 12 millions de dollars restants plus les intérêts devant être remboursés aux clients après 2022.

Conformément au plan d’administration du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible, les coûts du combustible de NSPI doivent faire l’objet d’un audit indépendant. Le 21 août 2020, les résultats de l’audit du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible relatifs aux exercices 2018 et 2019 ont été soumis à la Régie. Une audience a eu lieu en janvier 2021 et le tribunal devrait rendre sa décision au deuxième trimestre de 2021.

Le 13 mars 2020, la décision de la Régie relativement aux conclusions de l’audit du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible et les recommandations relatives aux exercices 2016 et 2017 ont été publiées. Les recommandations finales n’ont fait mention d’aucun cas de refus.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

NSPML

L’apport aux bénéfices du lien maritime dépend du rendement des capitaux propres approuvé et du rendement opérationnel de NSPML. La fourchette de rendement des capitaux propres réglementé autorisée par NSPML est de 8,75 % à 9,25 %, selon une composante de capitaux propres attribuables aux porteurs d’actions ordinaires réglementée réelle, d’après une moyenne calculée sur cinq trimestres, d’un maximum de 30 %.

Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé la cotisation provisoire de NSPML pour le recouvrement des coûts du lien maritime pour 2021 auprès de NSPI d’environ 172 millions de dollars (145 millions de dollars en 2020). Ce paiement est assujetti à une retenue de garantie de 10 millions de dollars selon des modalités conformes à celles qui ont été approuvées auparavant par la Régie. Le recouvrement de 115 millions de dollars de coûts d’exploitation et d’entretien, de financement par emprunt et de financement par capitaux propres a commencé le 1[er] janvier 2021. Le recouvrement d’un amortissement de 57 millions de dollars commencera au début des livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse ou le 1[er] mai 2021, selon la première éventualité. En collaboration avec le gouvernement du Canada, NSPML peut également utiliser jusqu’à 23 millions de dollars en trésorerie dans un compte de réserve lié à la dette afin de réduire le montant du recouvrement auprès de NSPI en 2021, en fonction du début des livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse. NSPML déposera une évaluation finale des coûts auprès de la Régie après le début des livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse, qui devrait avoir lieu en 2021.

Autres entreprises de services publics d’électricité

The Barbados Light & Power Company Limited

BLPC est régie par la Fair Trading Commission («FTC»), organisme de réglementation indépendant, en vertu des Utilities Regulation (Procedural) Rules 2003. Le gouvernement de la Barbade a accordé à BLPC une franchise en vue de produire, de transporter et de distribuer de l’électricité sur l’île jusqu’en 2028. En 2019, le gouvernement de la Barbade a adopté une loi modifiant le nombre de permis visant l’approvisionnement en électricité de manière à exiger des permis distincts pour les activités de production, de transport, de distribution, de stockage, de répartition et de vente, plutôt qu’un seul permis intégré comme celui qui existe actuellement. BLPC négocie actuellement les modalités liées à ces nouveaux permis selon les termes de la loi modifiée.

BLPC est réglementée conformément au modèle axé sur le coût du service, les tarifs étant fixés pour recouvrer les coûts prudemment engagés afin de fournir des services d’électricité aux clients et d’offrir un rendement approprié aux investisseurs. Le rendement réglementé approuvé au titre de la base tarifaire de BLPC pour 2020 et 2019 est de 10 %.

Le 6 novembre 2020, BLPC a avisé la FTC qu’elle prévoyait présenter une demande de hausse tarifaire générale au premier trimestre de 2021.

BLPC dispose d’un mécanisme de transfert des coûts du combustible qui permet le recouvrement auprès des clients de tous les coûts du combustible prudemment engagés en temps opportun. Le calcul approuvé de cette charge est rajusté mensuellement et communiqué à l’organisme de réglementation.

En décembre 2018, le gouvernement de la Barbade a promulgué l’ Income Tax Amendment. Cette loi, qui est entrée en vigueur le 1[er] janvier 2019, visait la mise en place d’un nouveau taux d’imposition des sociétés et a supprimé certains crédits d’impôt. À la date d’entrée en vigueur, BLPC devait réévaluer ses passifs d’impôts reportés au nouveau taux d’imposition des sociétés réduit, ce qui a donné lieu à la comptabilisation d’un recouvrement d’impôt de 9,6 millions de dollars américains, dont une tranche de 6,9 millions de dollars américains a été reportée à titre de passif réglementaire, dont la totalité a été comptabilisée dans les résultats du premier trimestre de 2020.

Grand Bahama Power Company Limited

GBPC est réglementée par la GBPA, qui lui a accordé, aux termes d’une licence, une franchise réglementée et exclusive en vue de produire, de transporter et de distribuer de l’électricité sur l’île jusqu’en 2054. Un mécanisme de transfert des coûts du combustible et une politique d’examen des tarifs assurent le suivi des nouveaux tarifs soumis tous les trois ans. Le rendement réglementé approuvé au titre de la base tarifaire de GBPC est de 8,34 % pour 2020 (8,5 % pour 2019). En janvier 2021, la GBPA a approuvé le rendement réglementé au titre de la base tarifaire de GBPC de 8,37 % pour 2021.

En décembre 2016, la GBPA a approuvé le maintien du tarif de l’électricité tout compris (tarifs du combustible et tarifs de base) aux niveaux de 2016 pour une période de cinq ans, soit de 2017 à 2021. Tout recouvrement en trop des coûts du combustible au cours de cette période sera comptabilisé à titre de report réglementaire lié à l’ouragan Matthew, jusqu’au recouvrement du report. Si GBPC recouvrait des fonds excédant le report réglementaire lié à l’ouragan Matthew, l’excédent serait inclus dans une provision pour de nouvelles tempêtes. Si des soldes demeurent dans le report réglementaire lié à l’ouragan Matthew à la fin de la période de cinq ans, GBPC pourra demander le recouvrement auprès des clients dans les tarifs futurs.

Dominica Electricity Services Ltd.

Domlec est réglementée par l’Independent Regulatory Commission, Dominica. Le 7 octobre 2013, l’Independent Regulatory Commission, Dominica a délivré un permis de transport, de distribution et d’approvisionnement et un permis de production, qui sont tous deux entrés en vigueur le 1[er] janvier 2014 pour une période de 25 ans. Le rendement réglementé approuvé au titre de la base tarifaire de Domlec pour 2020 et 2019 est de 15 %.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Domlec dispose d’un mécanisme de transfert des coûts du combustible qui permet le recouvrement de presque tous les coûts du combustible prudemment engagés en temps opportun.

Entreprises de services publics de gaz naturel et d’infrastructure

PGS

PGS est réglementée par la FPSC. En général, la FPSC établit les tarifs à un niveau qui permet aux services publics comme PGS de percevoir les produits totaux ou les produits requis selon un montant correspondant au coût de la prestation de leurs services, majoré d’un rendement du capital investi approprié.

Le rendement des capitaux propres approuvé de PGS pour 2020 et 2019 est de 9,25 % à 11,75 %, selon une structure du capital autorisée composée à 54,7 % de capitaux propres. Un rendement des capitaux propres de 10,75 % a été utilisé pour le calcul du rendement du capital investi en vertu des clauses.

PGS recouvre les coûts de son approvisionnement en gaz et le transport interétatique pour l’approvisionnement de son réseau au moyen de sa clause d’ajustement des prix du gaz. Cette clause est conçue afin de recouvrer les coûts réels engagés par PGS pour l’achat de gaz, de services d’entreposage de gaz, de capacité des gazoducs interétatiques et autres éléments associés à l’achat, à la distribution et à la vente de gaz naturel à ses clients. Ces charges peuvent être ajustées chaque mois selon un plafond approuvé annuellement par la FPSC.

La FPSC approuve annuellement les taux de recouvrement des coûts de conservation et des coûts de remplacement des conduites en fonte et en acier brut, y compris un rendement sur le capital investi dans la mise au point et dans la mise en œuvre de programmes de conservation de l’énergie. La clause de remplacement des conduites en fonte et en acier brut permet de recouvrer le coût engagé par l’accélération du remplacement des conduites de fonte et d’acier brut du réseau de PGS. La FPSC a approuvé un programme de remplacement d’environ 5 %, soit 800 kilomètres, du réseau de PGS dont le coût pourrait s’élever à environ 80 millions de dollars américains sur une période de dix ans commençant en 2013. En février 2017, la FPSC a approuvé une modification de l’avenant relatif aux conduites en fonte et en acier brut afin d’inclure certains matériaux plastiques et certaines conduites jugés désuets par la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, totalisant environ 880 kilomètres. PGS estime que toutes les conduites en fonte et en acier brut seront retirées de son réseau d’ici 2022, le remplacement des conduites en plastique désuètes se poursuivant jusqu’en 2028 aux termes de l’avenant.

PGS a pu procéder à une hausse des tarifs de base générale en 2020, pourvu que les nouveaux tarifs n’entrent pas en vigueur avant le 1[er] janvier 2021. Le 8 juin 2020, PGS a déposé une demande pour obtenir une hausse des tarifs et des frais de service à compter de janvier 2021. Le 19 novembre 2020, la FPSC a approuvé une entente de règlement déposée par PGS autorisant une hausse des tarifs de base de 58 millions de dollars américains annuellement à compter de janvier 2021, ce qui représente une hausse des produits de 34 millions de dollars américains et une hausse de 24 millions de dollars américains des produits précédemment recouvrés par l’intermédiaire des avenants de remplacement des conduites en fonte et en acier brut. Cette entente de règlement prévoit un rendement des capitaux propres autorisé réglementé de l’ordre de 8,9 % à 11,0 % avec un point médian de 9,9 %. Elle permet à PGS de récupérer jusqu’en 2023 un amortissement cumulé d’un montant total de 34 millions de dollars américains et établit les nouveaux taux d’amortissement qui entreront en vigueur le 1[er] janvier 2021, lesquels sont conformes au taux d’amortissement moyen global actuel de PGS. L’entente prévoit un gel des tarifs de base du 1[er] janvier 2021 au 31 décembre 2023, sauf si le rendement des capitaux propres réalisé devait descendre en deçà de 8,9 % avant cette date, selon une structure du capital autorisée composée à 54,7 % de capitaux propres. L’entente de règlement prévoit le report des impôts sur les bénéfices en raison des modifications des lois fiscales. Les modifications seraient reflétées sous forme d’actif ou passif réglementaire et entraîneraient une hausse ou une baisse des tarifs imposés aux clients au moyen d’un processus réglementaire ultérieur.

NMGC

NMGC est assujettie à la réglementation de la NMPRC. La NMPRC établit les tarifs à un niveau qui permet à NMGC de percevoir des produits totaux correspondant au coût de la prestation des services, majoré d’un rendement du capital investi approprié.

Le rendement des capitaux propres autorisé pour NMGC pour 2020 est de 9,10 % et, pour 2019, de 9,10 % à 10,0 %. À compter du 1[er] janvier 2021, le rendement des capitaux propres autorisé est de 9,375 %, selon une structure du capital autorisée composée à 52 % de capitaux propres.

NMGC recouvre les coûts de son approvisionnement en gaz au moyen d’une clause d’ajustement des prix du gaz. Cette clause est conçue afin de recouvrer les coûts réels engagés par NMGC dans le cadre d’achats de gaz, de services d’entreposage de gaz, de capacité des gazoducs interétatiques et d’autres éléments associés à l’achat, à la distribution et à la vente de gaz naturel à ses clients. NMGC peut ajuster ces coûts chaque mois selon les coûts du gaz prévus pour le mois suivant et selon le sous-recouvrement ou le recouvrement en trop du mois précédent. La NMPRC exige que NMGC dépose un rapprochement des coûts et des recouvrements pour la période au titre de la clause chaque année. NMGC doit également déposer un suivi de la clause tous les quatre ans auprès de la NMPRC afin de prouver que l’utilisation de la clause est raisonnable et nécessaire. En décembre 2020, NMGC a reçu l’approbation de son suivi de la clause pour la période de quatre ans prenant fin en décembre 2024.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

En décembre 2019, NMGC a déposé une demande de révision des tarifs. NMGC a conclu une entente de règlement, qui n’a pas été contestée, et qui a été approuvée par la NMPRC en décembre 2020. Les nouveaux tarifs proposés tiennent compte du recouvrement des investissements de capital dans les gazoducs et l’infrastructure s’y rattachant et donne lieu à une hausse des produits d’environ 5 millions de dollars américains annuellement à compter de janvier 2021. L’entente de règlement prévoit un rendement des capitaux propres autorisé réglementé de 9,375 %, selon une structure du capital autorisée composée à 52 % de capitaux propres. L’entente prévoit un gel des tarifs de base du 1[er] janvier 2021 au 31 décembre 2022, à moins que de nouveaux taux d’imposition fédéraux entrent en vigueur, auquel cas NMGC peut demander que de nouveaux tarifs entrent en vigueur avant le 1[er] janvier 2023.

Le 17 juillet 2019, la NMPRC a approuvé une augmentation des tarifs de NMGC, à compter du mois d’août 2019, et autorisé NMGC à conserver les économies d’impôts issues de la réforme fiscale qui ont été réalisées du 1[er] janvier 2018 jusqu’à la date d’entrée en vigueur des nouveaux tarifs. Les nouveaux tarifs ont été mis en œuvre progressivement sur une période de deux ans et ont donné lieu à une hausse des produits annuels d’environ 3 millions de dollars américains. Le passif réglementaire d’impôts sur les bénéfices reportés de 11 millions de dollars (8 millions de dollars américains), qui avait été comptabilisé au 31 décembre 2018 pour refléter les économies d’impôts reportées, a été comptabilisé dans les produits du deuxième trimestre de 2019. La NMPRC a également approuvé le mécanisme de normalisation des tarifs en fonction des conditions météorologiques présenté par l’entreprise de services publics. Cette clause vise à réduire la variabilité de l’incidence des conditions météorologiques pendant la saison de chauffage annuelle d’octobre à avril. Le mécanisme de normalisation des tarifs en fonction des conditions météorologiques rendra les tarifs des clients et les produits de la société plus prévisibles en réduisant l’incidence d’un temps plus doux ou plus froid que d’habitude. Les augmentations ou les diminutions des produits liées au mécanisme de normalisation des tarifs en fonction des conditions météorologiques pour la période d’octobre à avril seront ajustées chaque année au mois d’octobre de la saison de chauffage suivante.

Avec prise d’effet en août 2019, la NMPRC a approuvé le changement de traitement de reports en avant de pertes d’exploitation nettes. Grâce à ce changement, une économie d’impôt d’environ 7 millions de dollars (5 millions de dollars américains) a été comptabilisée dans les résultats du troisième trimestre de 2019.

Gazoduc Brunswick

Le gazoduc Brunswick est un gazoduc de 145 kilomètres qui assure le transport de gaz naturel depuis le terminal d’importation de gaz naturel liquéfié regazéifié CanaportMC, près de Saint John, au Nouveau-Brunswick, jusqu’aux marchés du nord-est des États-Unis. Le gazoduc Brunswick a conclu avec Repsol Energy Canada une convention de services ferme de 25 ans commençant en juillet 2009. La convention prévoit une hausse des droits prédéterminée à la cinquième année et à la quinzième année du contrat. Le gazoduc est considéré comme un gazoduc du Groupe II réglementé par la Régie de l’énergie du Canada («REC»). Le tarif de transport du gaz de la REC est déposé par le gazoduc Brunswick conformément aux exigences de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie et précise les modalités et conditions se rattachant au transport effectué par le gazoduc.

8. PLACEMENTS SOUS INFLUENCE NOTABLE ET QUOTE-PART DU BÉNÉFICE DES PLACEMENTS DANS DES SOCIÉTÉS SATELLITES

						Quote-part
					du bénéfice des
				placements dans des
				sociétés satellites pour			Pourcentage
		Valeur comptable		les	exercices clos les		de
en millions de dollars canadiens		aux 31 décembre				31 décembre	participation
	2020		2019	2020		2019	2020
LIL1)	629 $		579 $	49 $		45 $	45,6
NSPML	547		554	47		46	100,0
M&NP2)	129		138	20		22	12,9
Lucelec2)	41		41	4		3	19,5
Bear Swamp3)	–		–	29		35	50,0
Autresplacements	–		–	–		3
	1 346 $		1 312 $	149 $		154 $

1) Emera détient en propriété indirecte la totalité des parts de catégorie B, soit 24,9 % du total des parts émises. Le pourcentage de la participation d’Emera dans LIL est susceptible de changer selon les investissements qu’Emera et Nalcor Energy devront continuer d’effectuer pour mener à bien la construction de LIL. Le pourcentage ultime du placement d’Emera dans LIL sera déterminé lors de l’établissement des coûts finaux au titre de tous les projets de transport liés aux projets de mise en valeur à Muskrat Falls, y compris les projets de LIL, des actifs de transport du Labrador et du lien maritime, de sorte que le total du placement d’Emera dans le lien maritime et LIL corresponde à 49 % des coûts de tous ces projets de transport.

2) Bien que le pourcentage de sa participation dans ces entités soit relativement faible, Emera exerce une influence notable sur les décisions d’exploitation et les décisions financières de ces sociétés par l’entremise d’une représentation au sein du conseil d’administration. Par conséquent, Emera comptabilise son placement dans ces entités selon la méthode de la mise en équivalence.

3) Le solde du placement dans Bear Swamp est créditeur, principalement en raison d’une distribution de 179 millions de dollars reçue en 2015. Le solde créditeur du placement dans Bear Swamp de 118 millions de dollars (137 millions de dollars en 2019) est comptabilisé dans les autres passifs à long terme dans les bilans consolidés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les placements dans des sociétés satellites comprennent un écart de 12 millions de dollars entre le coût et la juste valeur sous-jacente de l’actif de la société émettrice à la date d’acquisition. L’excédent est attribuable à l’écart d’acquisition.

Emera comptabilise sa quote-part des droits variables dans NSPML comme un placement dans une société satellite (note 32). Le tableau qui suit résume les bilans consolidés de NSPML :

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Bilans
Actif à court terme	57 $	69 $
Immobilisations corporelles	1 629	1 671
Actifs réglementaires	210	177
Actif à longterme	32	32
Total de l’actif	1 928 $	1 949 $
Passif à court terme	56 $	23 $
Dette à long terme1)	1 228	1 288
Passif à long terme	97	84
Capitauxpropres	547	554
Total du passif et des capitaux propres	1 928 $	1 949 $

1) La dette liée au projet est garantie par le gouvernement du Canada.

9. AUTRES PRODUITS NETS (CHARGES NETTES)

Les autres produits nets (charges nettes) se présentent comme suit :

Pour les	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Provision pour fonds sous forme de capitaux propres utilisés pendant la construction	45 $	21 $
Gain sur la vente d’Emera Maine, déduction faite des coûts de transaction1)	585	–
Décision à l’égard de TECO Guatemala Holdings2)	49	–
Divers	29	(9)
	708 $	12 $

1) Se reporter à la note 4 pour en savoir davantage sur le gain sur la vente d’Emera Maine.

2) Se reporter à la note 27 pour en savoir davantage sur la décision à l’égard de TECO Guatemala Holdings.

10. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

La provision pour impôts sur les bénéfices, pour les exercices clos les 31 décembre, diffère de celle qui est calculée d’après la combinaison du taux d’imposition fédéral et du taux d’imposition provincial prévus par la loi pour les raisons suivantes :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Bénéfice avantprovisionpour impôts sur les bénéfices	$ 1 325 $	771 $
Taux d’impositionprévupar la loi	29,5 %	31 %
Impôts sur les bénéfices au taux d’imposition prévu par la loi	391	239
Autre incidence de la vente d’Emera Maine	102	–
Impôts reportés sur les bénéfices réglementés comptabilisés comme actifs réglementaires et
passifs réglementaires	(48)	(66)
Variation du taux d’impôt étranger	(45)	(49)
Amortissement des passifs réglementaires d’impôts sur les bénéfices reportés	(44)	(36)
Incidence fiscale de la quote-part du bénéfice dans des sociétés satellites	(15)	(15)
Divers	–	(12)
Charge d’impôts sur les bénéfices	341 $	61 $
Taux d’imposition en vigueur	26 %	8 %

L’augmentation du taux d’imposition en vigueur est surtout attribuable à la vente d’Emera Maine.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le 10 mars 2020, le projet de loi 243 de la Nouvelle-Écosse, intitulé Financial Measures (2020) Act (la «Financial Measures Act») a été adopté. Il prévoit une réduction du taux provincial d’imposition des sociétés de la Nouvelle-Écosse, le faisant passer de 16 % à 14 %. Par conséquent, le taux d’imposition combiné fédéral et provincial prévu par la loi a été réduit, passant de 31 % à 29,5 % en 2020, et sera abaissé à 29 % pour les années suivantes.

Par suite de l’adoption du projet de loi, au premier trimestre de 2020, la société a dû réévaluer certains de ses actifs et passifs d’impôts sur les bénéfices reportés au Canada sur la base des nouveaux taux d’imposition. La société a comptabilisé une diminution de 52 millions de dollars à l’égard de ses passifs d’impôts sur les bénéfices reportés nets et une diminution correspondante à l’égard de ses actifs réglementaires d’impôts sur les bénéfices reportés nets étant donné que les avantages découlant de la diminution des passifs d’impôts sur les bénéfices reportés nets devraient être remboursés aux clients au cours des exercices futurs. La société a comptabilisé également une charge d’impôts sur les bénéfices de 12 millions de dollars au premier trimestre de 2020 à la suite de la réévaluation de certains actifs d’impôts sur les bénéfices reportés nets.

Le 25 mars 2020, le projet de loi C-13, Loi sur les mesures d’urgence visant la COVID-19 (la «loi sur la COVID-19») a été adopté au Canada, garantissant la mise en œuvre rapide et l’administration de mesures visant à protéger la santé et la sécurité des Canadiens et à stabiliser l’économie. En outre, le gouvernement du Canada a annoncé que les entreprises ont la possibilité de reporter certains paiements d’impôt. La loi sur la COVID-19 ou les mesures annoncées par le gouvernement du Canada n’ont eu aucune incidence importante sur la situation financière d’Emera.

Le 27 mars 2020, la Coronavirus Aid, Relief, and Economic Security Act ou CARES Act (la « loi CARES») a été promulguée aux ÉtatsUnis. Cette loi prévoit plusieurs dispositions à l’intention des entreprises, notamment le report des paiements de charges sociales des employeurs, un crédit d’impôt au titre de la rétention des employés, des modifications temporaires des règles visant la limite de déduction des frais d’intérêts des entreprises, des modifications des règles visant le report rétrospectif et le plafond des pertes d’exploitation nettes, et un allégement à l’égard de l’impôt minimum de remplacement des sociétés. Selon les dispositions relatives à l’impôt minimum de remplacement, les sociétés peuvent obtenir plus rapidement le remboursement des crédits reportés au titre de cet impôt. Par conséquent, au premier trimestre de 2020, la société a reclassé, des actifs d’impôts sur les bénéfices reportés aux débiteurs et autres actifs à court terme, un montant de 77 millions de dollars en crédits reportés au titre de l’impôt minimum de remplacement. La société a reçu 145 millions de dollars liés aux crédits d’impôt reportés remboursables au titre de l’impôt minimum de remplacement au quatrième trimestre de 2020. La loi CARES n’a pas eu d’autres incidences importantes sur la société.

Le tableau suivant illustre la composition des impôts sur les bénéfices tirés des activités poursuivies présentés dans les états des résultats consolidés des exercices clos les 31 décembre :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Impôts sur les bénéfices exigibles
Canada	18 $	(19) $
États-Unis	(58)	(46)
Divers	–	1
Impôts sur les bénéfices reportés
Canada	20	45
États-Unis	426	137
Divers	(9)	–
Crédits d’impôt à l’investissement
États-Unis	(10)	(9)
Reports en avant de pertes d’exploitation
Canada	(46)	(48)
Charge d’impôts sur les bénéfices	341 $	61 $

Le tableau suivant illustre la composition du bénéfice avant provision pour impôts sur les bénéfices présenté dans les états des résultats consolidés des exercices clos les 31 décembre :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Canada	176 $	98 $
États-Unis	1 142	682
Divers	7	(9)
Bénéfice avant provision pour impôts sur les bénéfices	1 325 $	771 $

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les actifs et passifs d’impôts sur les bénéfices reportés présentés dans les bilans consolidés aux 31 décembre se présentaient comme suit :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actifs d’impôts sur les bénéfices reportés :
Reports en avant de pertes fiscales	724 $	908 $
Reports en avant de crédits d’impôt	319	311
Passifs réglementaires – coûts d’enlèvement	184	195
Instruments dérivés	108	145
Divers	375	413
Total des actifs d’impôts sur les bénéfices reportés avant la provision pour moins-value	1 710	1 972
Provisionpour moins-value	(202)	(193)
Total des actifs d’impôts sur les bénéfices reportés après la provision pour moins-value	1 508 $	1 779 $
(Passifs) d’impôts sur les bénéfices reportés :
Immobilisations corporelles	(2 450) $	(2 382) $
Instruments dérivés	(93)	(148)
Divers	(385)	(348)
Total du passif d’impôts sur les bénéfices reportés	(2 928)	(2 878)
Présentation dans les bilans consolidés :
Actifs d’impôts sur les bénéfices reportés à long terme	209 $	186 $
Passifs d’impôts sur les bénéfices reportés à longterme	(1 629)	(1 285)
Passifs d’impôts sur les bénéfices reportés nets	(1 420) $	(1 099) $

Compte tenu de tous les éléments probants concernant l’utilisation des actifs d’impôts sur les bénéfices reportés de la société, il a été déterminé que la réalisation de tous les actifs d’impôts sur les bénéfices reportés comptabilisés par Emera est plus probable qu’improbable, à l’exception des reports en avant de certaines pertes et des pertes en capital latentes sur des placements. Une provision pour moins-value de 202 millions de dollars était comptabilisée au 31 décembre 2020 (193 millions de dollars en 2019) relativement aux reports en avant de pertes et aux placements.

La société entend réinvestir indéfiniment les bénéfices réalisés par certains établissements à l’étranger. Par conséquent, 2,7 milliards de dollars au 31 décembre 2020 (1,9 milliard de dollars en 2019) en écarts temporaires cumulatifs, pour lesquels des impôts reportés pourraient être autrement exigés, n’ont pas été comptabilisés. Il est impossible d’estimer le montant des impôts sur les bénéfices et des impôts déduits à la source qui pourrait être exigible en cas de résorption des écarts temporaires.

Les reports en avant de pertes d’exploitation nettes, de pertes en capital et de crédits d’impôt d’Emera et leur période d’expiration au 31 décembre 2020 se composaient de ce qui suit :

31 décembre 2020 se composaient de ce qui suit :
	Reports en		Reports en
	avant des		avant des
	montants	Montants non	montants	Période
en millions de dollars canadiens	bruts	comptabilisés	nets	d’expiration
Canada
Pertes d’exploitation nettes	1 370 $	(619) $	751 $	2027–2040
Pertes en capital	61	(61)	–	Indéfinie
États-Unis
Pertes d’exploitation nettes fédérales	1 412 $	– $	1 412 $	2030–2040
Pertes d’exploitation nettes étatiques	563	–	563	2032–2040
Crédits d’impôt	319	–	319	2025–2040
Divers
Pertes d’exploitation nettes	39 $	(39) $	– $	2021–2027

Le tableau suivant donne le détail de la variation des économies d’impôts non constatées pour les exercices clos les 31 décembre :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Solde aux 1erjanvier	29 $	26 $
Augmentations attribuables aux positions fiscales de l’exercice considéré	1	2
Augmentations attribuables aux positions fiscales d’un exercice antérieur	2	1
Diminutions attribuables auxpositions fiscales d’un exercice antérieur	(2)	–
Solde aux 31 décembre	30 $	29 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

117

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les économies d’impôts non comptabilisées au 31 décembre 2020 totalisaient 30 millions de dollars (29 millions de dollars en 2019). Ce montant aurait une incidence sur le taux d’imposition effectif s’il était comptabilisé. Les intérêts courus relativement aux économies d’impôts non comptabilisées totalisaient 6 millions de dollars (5 millions de dollars en 2019) et un montant de 1 million de dollars a été comptabilisé dans les intérêts débiteurs dans les états des résultats consolidés (1 million de dollars en 2019). Aucune pénalité n’a été comptabilisée. Le solde des économies d’impôts non comptabilisées pourrait varier au cours des 12 prochains mois par suite du règlement des audits de l’Agence du revenu du Canada («ARC») et de l’Internal Revenue Service. Il n’est pas possible d’effectuer une estimation raisonnable de cette variation à l’heure actuelle.

NSPI et l’ARC sont présentement en litige relativement au calendrier de certaines déductions d’impôts à l’égard de ses années d’imposition de 2006 à 2010. Le bien-fondé des déductions fiscales n’est pas contesté; il s’agit plutôt du calendrier de ces déductions. Le montant net cumulé à ce jour faisant l’objet du litige s’élève à 62 millions de dollars, y compris les intérêts. NSPI a payé d’avance 23 millions de dollars du montant en litige, selon les exigences de l’ARC.

Le 29 novembre 2019, NSPI a déposé un avis d’appel devant la Cour canadienne de l’impôt relativement à ce litige. Si NSPI réussit à défendre sa position, tous les paiements, y compris les intérêts applicables, seront remboursés. Si NSPI ne réussit pas à défendre sa position, les impôts et les intérêts applicables seront déduits des montants déjà payés et tout excédent, le cas échéant, devra être payé à l’ARC. Les déductions fiscales connexes seront disponibles pour les exercices ultérieurs.

Si NSPI fait l’objet d’une nouvelle cotisation par l’ARC pour les années qui ne font pas l’objet d’un litige actuellement, des paiements supplémentaires devront être versés; cependant, le bien-fondé de ces déductions fiscales, encore une fois, ne serait pas contesté.

NSPI et ses conseillers estiment que NSPI a présenté sa position fiscale correctement. NSPI continue d’évaluer ses options relativement à la résolution du litige, toutefois, l’issue du processus d’appel ne peut être déterminée à l’heure actuelle.

Emera produit une déclaration de revenus fédérale auprès des autorités fiscales du Canada, qui comprend les impôts provinciaux de la Nouvelle-Écosse et du Nouveau-Brunswick. Les filiales d’Emera produisent des déclarations de revenus auprès des autorités fiscales du Canada, des États-Unis, de la Barbade, de Sainte-Lucie et de la Dominique. Au 31 décembre 2020, les années d’imposition de la société pouvant encore faire l’objet d’un examen par les autorités fiscales comprenaient 2005 et les années suivantes.

11. ACTIONS ORDINAIRES

Autorisées : Nombre illimité d’actions ordinaires sans valeur nominale.

		2020		2019
		En millions		En millions
	En millions	de dollars	En millions	de dollars
Émises et en circulation :	d’actions	canadiens	d’actions	canadiens
Solde au 31 décembre 2019	242,48	6 216 $	234,12	5 816 $
Conversion de débentures convertibles	–	–	0,03	1
Émission d’actions ordinaires1), 2)	4,54	251	1,77	99
Émises en vertu des régimes d’achat d’actions, au prix du marché	3,99	219	3,99	202
Escompte sur les actions achetées en vertu du régime de réinvestissement
des dividendes	–	(4)	–	(7)
Options exercées en vertu du régime d’options sur actions à l’intention
des dirigeants	0,42	20	2,57	104
Régime d’achat d’actions à l’intention des employés	–	3	–	1
Solde au 31 décembre 2020	251,43	6 705 $	242,48	6 216 $

1) Au 31 décembre 2019, un total de 1 768 120 actions ordinaires avaient été émises dans le cadre du programme d’émission d’actions au cours du marché («programme ACM») au prix moyen de 56,56 $ l’action pour un produit brut de 100 millions de dollars (99 millions de dollars, déduction faite des frais d’émission).

2) Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, 4 544 025 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 56,04 $ l’action pour un produit brut de 255 millions de dollars (251 millions de dollars déduction faite des frais d’émission).

118

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le 11 juillet 2019, Emera a mis sur pied un programme ACM qui permet à la société d’émettre de nouvelles actions ordinaires jusqu’à concurrence d’une valeur de 600 millions de dollars au public à l’occasion, au cours du marché en vigueur, au gré de la société. Le programme ACM a été établi en vertu du supplément de prospectus au prospectus préalable de base simplifié de la société, qui expire le 14 juillet 2021. Au 31 décembre 2020, une limite globale de ventes brutes de 245 millions de dollars demeurait disponible à des fins d’émission en vertu du programme ACM.

Le 17 novembre 2020, Emera a déposé une modification à son supplément de prospectus daté du 11 juillet 2019 en vertu duquel a été établi son programme ACM. Cette modification tenait compte des modifications apportées aux règlements sur les valeurs mobilières liés aux programmes ACM qui sont entrées en vigueur le 31 août 2020. La modification inclut le retrait de la limite des cours quotidiens qui prévoyait auparavant que le nombre d’actions vendues un jour donné ne pouvait pas dépasser 25 % du volume de négociation quotidien des actions.

Au 31 décembre 2020, les actions suivantes étaient réservées à des fins d’émission : 3,5 millions d’actions ordinaires (3,9 millions en 2019) aux termes du régime d’options sur actions à l’intention des dirigeants, 3,5 millions d’actions ordinaires (0,9 million en 2019) aux termes du régime d’achat d’actions ordinaires à l’intention des employés et 5,1 millions d’actions ordinaires (8,8 millions en 2019) aux termes du régime de réinvestissement des dividendes.

Les actions ordinaires émises en vertu des régimes de rémunération à base d’actions ordinaires ne permettent pas aux régimes de dépasser 10 % des actions ordinaires en circulation d’Emera. Au 31 décembre 2020, Emera respectait cette exigence.

12. RÉSULTAT PAR ACTION

Le résultat par action («RPA») de base est déterminé en divisant le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’unités d’actions différées en circulation au cours de la période. Le RPA dilué se calcule en divisant le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires et d’unités d’actions différées en circulation au cours de la période, rajusté aux fins de l’exercice ou de la conversion de tous les titres éventuellement dilutifs. Ces éléments dilutifs incluent les cotisations de la société au régime d’options sur actions des dirigeants, les débentures convertibles et les actions émises aux termes du régime de réinvestissement des dividendes.

Le tableau suivant rapproche le calcul du résultat de base et dilué par action :

Pour les	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens (sauf les montantspar action)	2020	2019
Numérateur
Bénéfice net attribuable auxporteurs d’actions ordinaires	937,6 $	662,8 $
Numérateur – résultat dilué	937,6	662,8
Dénominateur
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation	246,5	238,5
Nombre moyenpondéré d’unités d’actions différées en circulation	1,3	1,4
Nombre moyenpondéré d’actions ordinaires en circulation – de base	247,8	239,9
Rémunération à base d’actions	0,4	0,6
Nombre moyenpondéré d’actions ordinaires en circulation – dilué	248,2	240,5
Résultat par action ordinaire
De base	3,78 $	2,76 $
Dilué	3,78 $	2,76 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

119

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

13. CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU

Les composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu sont comme suit :

	(Perte		(Pertes)		Variation nette
	latente) gain		gains sur		des coûts non
	latent à la		instruments		constatés
	conversion	Variation	dérivés		des prestations
	des comptes	nette des	comptabilisés	Variation	de retraite et
	d’établisse-	couvertures	comme	nette des	des avantages
	ments	de	couvertures	placements	complémen-
	étrangers	placements	de flux de	disponibles à	taires de	Total du
en millions de dollars canadiens	autonomes	nets	trésorerie	la vente	retraite	CAÉRÉ
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020
Solde au 1erjanvier 2020	253 $	4 $	(1) $	(1) $	(160) $	95 $
Autres éléments du résultat étendu,
avant reclassements	(201)	26	–	–	–	(175)
Montants reclassés hors du cumul des
autres éléments du résultat étendu	–	–	2	–	(1)	1
Autres éléments du résultat étendu de
lapériode,montant net	(201)	26	2	–	(1)	(174)
Solde au 31 décembre 2020	52 $	30 $	1 $	(1) $	(161) $	(79) $

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019
Solde au 1erjanvier 2019	654 $	(74) $	(7) $	(1) $	(234) $	338 $
Autres éléments du résultat étendu,
avant reclassements	(401)	78	3	–	–	(320)
Montants reclassés hors du cumul des
autres éléments du résultat étendu	–	–	3	–	74	77
Autres éléments du résultat étendu de
lapériode,montant net	(401)	78	6	–	74	(243)
Solde au 31 décembre 2019	253 $	4 $	(1) $	(1) $	(160) $	95 $

Les reclassements hors du cumul des autres éléments du résultat étendu sont comme suit :

Pour les		Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020	2019
	Élément touché dans les états financiers consolidés
Pertes sur instruments dérivés comptabilisés	comme couvertures de flux de trésorerie
Contrats de change à terme	Produits d’exploitation – activités à tarifs réglementés	2 $	3 $
Total avant impôts		2	3
Total,déduction faite des impôts		2 $	3 $
Variation nette des coûts non comptabilisés des prestations de retraite et des avantages
complémentaires de retraite
Pertes actuarielles (gains actuariels)	Autres produits nets	15 $	17 $
Coûts (gains) au titre des services passés	Autres produits nets	(1)	(1)
Montant reclassé dans les obligations	Prestations de retraite et avantages
	complémentaires de retraite	(16)	39
Montant reclassé dans les obligations	Actifs réglementaires	–	28
Total avant impôts		(2)	83
	Recouvrement(charge)d’impôts sur les bénéfices	1	(9)
Total,déduction faite des impôts		(1) $	74 $
Total des reclassements hors du CAÉRÉ, déduction faite des impôts, pour la période		1 $	77 $

120

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

14. STOCKS

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Combustible	199 $	232 $
Matières	254	235
	453 $	467 $

15. INSTRUMENTS DÉRIVÉS

Les actifs et passifs dérivés liés aux catégories susmentionnées se présentaient comme suit :

		Actifs dérivés	Actifs dérivés		Passifs dérivés	Passifs dérivés
Aux	31 décembre		31 décembre	31 décembre		31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020		2019	2020		2019
Couvertures de flux de trésorerie
Couverture de taux d’intérêt	1	$	– $	–	$	– $
Contrats de change à terme	-		–	–		1
	1		–	–		1
Report réglementaire
Swaps et contrats à terme de gré à gré sur les produits de base
Achats de charbon	1		8	6		39
Achats d’électricité	10		23	34		36
Achats et ventes de gaz naturel	4		2	2		5
Achats de mazout lourd	1		1	5		–
Contrats de change à terme	–		2	17		6
	16		36	64		86
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité	13		19	13		22
Swaps, contrats à terme standardisés, contrats à terme de gré à gré, contrats
prévoyant la livraison sur legaz naturel	139		151	346		381
	152		170	359		403
Autres instruments dérivés
Dérivés sur actions	–		1	1		–
Contrats de change à terme	15		–	–		–
	15		1	1		–
Total des instruments dérivés à court terme bruts	184		207	424		490
Incidence des accords généraux de compensation visant un règlement, soit
sur la base du solde net,soit simultanément	(86)		(120)	(86)		(120)
	98		87	338		370
Court terme	73		54	251		268
Longterme	25		33	87		102
Total des instruments dérivés	98	$	87 $	338	$	370 $

Les actifs et passifs dérivés sont classés à court terme ou à long terme selon l’échéance des contrats sous-jacents.

Les détails des accords généraux de compensation, présentés à leur montant net aux bilans consolidés condensés, sont résumés dans le tableau suivant :

		Actifs dérivés		Passifs dérivés
Aux	31 décembre	31 décembre	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019	2020	2019
Report réglementaire	2 $	8 $	2 $	8 $
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction	84	112	84	112
Incidence totale des accords généraux de compensation visant un règlement,
soit sur la base du solde net, soit simultanément	86 $	120 $	86 $	120 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

121

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

COUVERTURES DE FLUX DE TRÉSORERIE

Au 31 décembre 2020, la société avait une entente de fixation des taux en place pour couvrir le risque de taux d’intérêt lié au refinancement de la dette à long terme venant à échéance en juin 2021. En 2020, la société détenait également des contrats de change à terme afin de couvrir le risque de change au titre des flux de produits libellés en devises pour le gazoduc Brunswick. Les contrats de change à terme désignés comme des couvertures de trésorerie ont été réglés en 2020.

Les montants liés aux couvertures de flux de trésorerie comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu et les résultats se présentent comme suit :

Pour les		Exercices clos les	31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020	2019
	Contrats de	Couverture	Contrats de
	change	de taux	change
	à terme	d’intérêt	à terme
Gain réalisé(perte réalisée)–produits d’exploitation réglementés	(2) $	– $	(3) $
Total des gains (pertes) – bénéfice net	(2) $	– $	(3) $
Aux			31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020	2019
	Contrats de	Couverture	Contrats de
	change	de taux	change
	à terme	d’intérêt	à terme
Total des gains latents (pertes latentes) dans le CAÉRÉ (tranche efficace), déduction faite
des impôts	– $	1 $	(1) $

La société prévoit reclasser dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois des gains latents de 1 million de dollars figurant actuellement dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au fur et à mesure que les opérations couvertes sous-jacentes seront réglées.

Au 31 décembre 2020, la société avait conclu les volumes théoriques suivants d’instruments dérivés désignés comme des couvertures de flux de trésorerie devant être réglés comme il est décrit ci-dessous :

en millions	2021
Entente de fixation des taux – États-Unis ($ US)	350 $

REPORT RÉGLEMENTAIRE

La société a comptabilisé les variations suivantes des gains réalisés et latents (pertes réalisées et latentes) à l’égard des instruments dérivés faisant l’objet d’un report réglementaire :

Pour les			Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020		2019
	Swaps et		Swaps et
	contrats à		contrats à
	terme de gré		terme de gré
	à gré sur les	Contrats	à gré sur les	Contrats
	produits	de change	produits	de change
	de base	à terme	de base	à terme
Gain latent (perte latente) inclus(e) dans les actifs réglementaires	(36) $	(11) $	(89) $	(6) $
Gain latent (perte latente) inclus(e) dans les passifs réglementaires	3	3	9	(8)
Gain réalisé (perte réalisée) inclus(e) dans les actifs réglementaires	2	–	–	–
(Gain réalisé) perte réalisée inclus(e) dans les passifs réglementaires	14	–	(2)	–
(Gain réalisé) perte réalisée inclus(e) dans les stocks1)	8	(2)	(36)	(11)
(Gain réalisé) perte réalisée inclus(e) dans le combustible réglementé pour la
production et l’achat d’électricité2)	24	(3)	3	(8)
Total des variations – instruments dérivés	15 $	(13) $	(115) $	(33) $

1) (Gains réalisés) pertes réalisées qui seront comptabilisés dans le combustible pour la production et l’achat d’électricité lorsque l’élément couvert sera consommé.

2) (Gains réalisés) pertes réalisées sur les instruments dérivés réglés et consommés au cours de la période et relations de couverture qui ont pris fin ou opérations couvertes qui ne sont plus probables.

122

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

SWAPS ET CONTRATS À TERME DE GRÉ À GRÉ SUR LES PRODUITS DE BASE

Au 31 décembre 2020, la société avait conclu les volumes théoriques suivants de swaps et contrats à terme de gré à gré sur des produits de base désignés aux fins du report réglementaire qui devraient être réglés comme il est décrit ci-dessous :

en millions	2021	2022–2023
	Achats	Achats
Gaz naturel (MBTU)	5	7
Électricité (MWh)	2	2
Mazout lourd (en barils)	–	1
Charbon (en tonnes métriques)	–	1

SWAPS ET CONTRATS DE CHANGE À TERME DE GRÉ À GRÉ

Au 31 décembre 2020, la société avait conclu les volumes théoriques suivants de swaps et contrats de change à terme de gré à gré désignés aux fins du report réglementaire qui devraient être réglés comme il est décrit ci-dessous :

	2021	2022–2023
Contrats de change à terme (en millions de dollars américains)	160 $	135 $
Taux moyen pondéré	1,3339	1,3266
% de $ US requis	78 %	37 %

La société réévalue les prévisions de fluctuations des cours de change périodiquement et conclura des couvertures additionnelles ou dénouera les couvertures existantes, au besoin.

INSTRUMENTS DÉRIVÉS DÉTENUS À DES FINS DE TRANSACTION

Dans le cours normal de ses activités, Emera conclut des contrats d’achat et de vente de gaz naturel prévoyant la livraison, et des swaps, des contrats à terme de gré à gré et des contrats à terme standardisés sur l’électricité et le gaz naturel pour assurer une couverture économique des contrats prévoyant la livraison. Ces instruments dérivés sont tous considérés comme détenus à des fins de transaction.

La société a comptabilisé les gains (pertes) réalisés et latents suivants relativement aux instruments dérivés détenus à des fins de transaction :

de transaction :
Pour les	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité – produits d’exploitation non réglementés	(1) $	1 $
Swaps, contrats à terme de gré à gré, contrats à terme standardisés et contrats prévoyant la livraison sur
le gaz naturel – produits d’exploitation non réglementés	205	281
Swaps, contrats à terme de gré à gré, contrats à terme standardisés et contrats prévoyant la livraison sur
l’électricité – combustible non réglementépour laproduction et l’achat d’électricité	(4)	(6)
	200 $	276 $

Au 31 décembre 2020, la société avait conclu les volumes théoriques suivants de dérivés détenus à des fins de transaction qui devraient être réglés comme il est décrit ci-dessous :

en millions	2021	2022	2023	2024	2025
Achats de gaz naturel (MBTU)	387	61	45	26	26
Ventes de gaz naturel (MBTU)	412	50	17	2	2
Achats d’électricité (MWh)	2	–	–	–	–
Ventes d’électricité (MWh)	1	–	–	–	–

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

123

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

AUTRES INSTRUMENTS DÉRIVÉS

Au 31 décembre 2020, la société avait des dérivés sur actions en place pour gérer le risque de flux de trésorerie associé aux règlements en espèces futurs prévus au titre des obligations de rémunération différée et des contrats de change à terme en place pour gérer le risque de flux de trésorerie associé aux entrées de trésorerie libellées en dollars américains prévues. Le dérivé sur actions couvre le rendement de 2,8 millions d’actions et s’étend jusqu’en décembre 2021. Les contrats de change à terme, d’un montant notionnel combiné de 100 millions de dollars américains, viennent à échéance en 2021.

de 100 millions de dollars américains, viennent à échéance en 2021.
Pour les			Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020		2019
	Contrats de	Dérivés	Contrats de	Dérivés
	change à	sur	change à	sur
	terme	actions	terme	actions
Gain latent (perte latente) dans les charges d’exploitation et d’entretien
et charges générales	– $	(1) $	– $	1 $
Gain latent (perte latente) dans les autres produits nets (charges nettes)	15	–	–	–
Gain réalisé (perte réalisée) dans les charges d’exploitation et d’entretien
et charges générales	–	(3)	–	27
Gain réalisé(perte réalisée)dans les autresproduits(charges)	(2)	–	–	–
Total des gains (pertes) – bénéfice net	13 $	(4) $	– $	28 $

RISQUE DE CRÉDIT

La société est exposée à un risque de crédit relativement aux comptes clients, aux dépôts de garantie au titre de la commercialisation de l’énergie et aux actifs dérivés. Le risque de crédit s’entend de la perte éventuelle découlant de la non-exécution d’une contrepartie aux termes d’une entente. La société gère le risque de crédit au moyen de politiques et procédures portant sur l’analyse des contreparties, l’évaluation des expositions au risque, et le suivi et l’atténuation des risques. Tous les nouveaux clients et contreparties font l’objet d’une évaluation du crédit, et des dépôts ou garanties sont exigés pour les comptes présentant un risque élevé.

La société évalue régulièrement le risque de pertes de crédit et, s’il y a lieu, comptabilise des provisions. En ce qui a trait aux contreparties, la société a mis en œuvre des procédures pour surveiller la solvabilité et le risque de crédit des contreparties et tenir compte de la probabilité de défaillance dans l’évaluation des positions des contreparties. La société surveille la solvabilité des contreparties, y compris celles qui éprouvent des problèmes financiers, qui ont des taux de probabilité de défaillance qui fluctuent beaucoup ou des notes de crédit variables des agences de notation externes, ou qui changent de propriétaires. Les positions de passif net sont rajustées en fonction de la probabilité de défaillance actuelle de la société. Les positions d’actif net sont rajustées en fonction de la probabilité de défaillance actuelle de la contrepartie. La société évalue le risque de crédit en interne pour les contreparties qui ne sont pas notées.

Au 31 décembre 2020, l’exposition maximale de la société au risque de crédit était de 805 millions de dollars (860 millions de dollars en 2019), ce qui comprend les débiteurs, déduction faite des dépôts ou des garanties, et les actifs liés aux dérivés.

Il est possible qu’en raison de la volatilité des prix des produits de base, la société soit exposée à d’importants risques de crédit associés à une ou plusieurs contreparties. Si ces contreparties n’exécutent pas leurs obligations aux termes d’un ou de plusieurs contrats, la société risque de subir une importante perte financière. La société traite avec des contreparties dans le cadre de sa stratégie de gestion des risques associés aux prix des produits de base, aux taux de change et aux taux d’intérêt. Les contreparties qui excèdent les limites de crédit établies peuvent fournir un dépôt au comptant ou une lettre de crédit équivalant au montant excédant la limite de crédit lorsqu’un contrat l’exige. Au 31 décembre 2020, les dépôts au comptant et les garanties totalisaient 251 millions de dollars (259 millions de dollars en 2019), ce qui atténue l’exposition maximale de la société au risque de crédit. La société utilise le montant au comptant à titre de paiement pour la somme à recevoir ou retourne le dépôt ou la garantie au client ou à la contrepartie lorsque ce dépôt ou cette garantie n’est plus exigé par la société.

La société conclut des ententes-cadres sur produits de base avec ses contreparties afin de gérer certains risques, y compris le risque de crédit lié à ces contreparties. La société conclut généralement des ententes au titre de l’International Swaps and Derivatives Association, du North American Energy Standards Board et de l’Edison Electric Institute. La société estime que la conclusion de tels accords offre une protection en créant des droits contractuels relativement à la solvabilité, aux garanties, à la non-exécution et à la défaillance.

Au 31 décembre 2020, les actifs financiers de la société considérés comme étant en souffrance, depuis 70 jours en moyenne, totalisaient 123 millions de dollars (115 millions de dollars en 2019). La juste valeur de ces actifs financiers s’élevait à 101 millions de dollars (106 millions de dollars en 2019), la différence étant incluse dans la provision pour pertes de crédit. Ces actifs sont principalement liés aux débiteurs associés aux produits tirés de l’électricité et du gaz.

124

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

RISQUE DE CONCENTRATION

Le risque de concentration de la société comprenait ce qui suit :

Aux	31 décembre2020	31 décembre2020		31 décembre 2019
	En millions	% de	En millions	% de
	de dollars	l’exposition	de dollars	l’exposition
	canadiens	totale	canadiens	totale
Débiteurs, montant net
Services publics à tarifs réglementés
Marché résidentiel	341 $	32 %	344 $	31 %
Marché commercial	143	14 %	170	15 %
Marché industriel	49	5 %	66	6 %
Divers	96	9 %	131	12 %
	629	60 %	711	64 %
Groupe de négociation
Note de A- ou supérieure	54	5 %	38	3 %
Note de BBB- à BBB+	41	4 %	59	5 %
Non notés	75	7 %	95	9 %
	170	16 %	192	17 %
Autres débiteurs	159	15 %	184	16 %
Classés comme actifs détenus en vue de la vente1)	–	0 %	(55)	-5 %
	958	91 %	1 032	92 %
Instruments dérivés(à court et à long terme)
Note de A- ou supérieure	60	6 %	47	4 %
Note de BBB- à BBB+	13	1 %	8	1 %
Non notés	25	2 %	32	3 %
	98	9 %	87	8 %
	1 056 $	100 %	1 119 $	100 %

1) Les actifs et passifs d’Emera Maine étaient classés comme détenus en vue de la vente au 31 décembre 2019. Le 24 mars 2020, Emera a conclu la vente d’Emera Maine. Se reporter à la note 4 pour en savoir davantage.

DÉPÔT EN GARANTIE

La position de la société au titre des dépôts en garantie comprend ce qui suit :

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Dépôts engarantie consentis à des tiers	69 $	101 $
Dépôts en garantie reçus de tiers	6	2

La garantie est donnée dans le cours normal des activités d’après la solvabilité de la société, y compris la note obtenue auprès de certaines grandes agences d’évaluation du crédit pour ses titres de premier rang non garantis. Certains instruments dérivés contiennent des clauses d’assurance financières qui exigent que la garantie soit donnée si un événement défavorable important lié au crédit survient. Si, en raison de ce type d’événement, les titres de créance de premier rang non garantis de la société ne sont plus considérés comme des titres de première qualité, les contreparties à ces instruments dérivés pourraient exiger des garanties complètes continues.

Au 31 décembre 2020, la juste valeur totale des instruments dérivés en position de passif était de 338 millions de dollars (370 millions de dollars au 31 décembre 2019). Si les notes de crédit de la société étaient abaissées sous le niveau de première qualité, il se pourrait que la société doive donner en garantie la valeur intégrale de la position de passif net relativement à ces instruments dérivés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

125

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

16. ÉVALUATIONS À LA JUSTE VALEUR

La société est tenue de déterminer la juste valeur de tous les instruments dérivés, sauf ceux qui sont admissibles à l’exemption en matière d’AVC (se reporter à la note 1), et utilise une approche axée sur le marché. Les trois niveaux de la hiérarchie des justes valeurs sont définis comme suit :

Niveau 1 – Lorsque c’est possible, la société fonde l’évaluation à la juste valeur de ses actifs et passifs financiers sur les prix cotés sur des marchés actifs («prix cotés») pour des actifs et passifs identiques.

Niveau 2 – Lorsque les prix cotés pour des actifs et passifs identiques ne sont pas disponibles, l’évaluation de certains contrats doit être fondée sur les prix cotés d’actifs et de passifs semblables, avec un rajustement lié aux différences d’emplacement. En outre, certains instruments dérivés sont évalués en utilisant les cours aux chambres de compensation hors Bourse.

Niveau 3 – Lorsque les informations nécessaires pour une évaluation de niveau 1 ou de niveau 2 ne sont pas disponibles, les instruments dérivés doivent être évalués au moyen de données non observables ou établies en interne. Les raisons principales d’un classement au niveau 3 sont les suivantes :

Bien que les évaluations aient été fondées sur les prix cotés, des hypothèses importantes sont nécessaires pour tenir compte des différentiels liés à la saison et au mois ainsi qu’à l’emplacement.
La durée de certaines opérations se prolonge au-delà de la période où les prix cotés sont disponibles et, par conséquent, des hypothèses ont été faites afin d’extrapoler les prix de la dernière période visée jusqu’à la fin de la durée de l’opération.
Les valeurs de certaines opérations étaient fondées sur des modèles internes même si des prix cotés ont été utilisés pour les évaluations.

Des actifs et passifs dérivés sont classés entièrement en fonction du niveau le plus faible des données qui est important pour l’évaluation à la juste valeur.

126

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les tableaux suivants présentent le classement de la méthode utilisée par la société pour évaluer la juste valeur de ses instruments dérivés :

Au			31 décembre2020	31 décembre2020
en millions de dollars canadiens	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	Total
Actif
Couvertures de flux de trésorerie
Couvertures de taux d’intérêt	1 $	– $	– $	1 $
	1	–	–	1
Report réglementaire
Swaps et contrats à terme de gré à gré sur les produits de base
Achats d’électricité	9	–	–	9
Achats et ventes de gaz naturel	2	1	–	3
Achats de mazout lourd	–	2	–	2
	11	3	–	14
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité	3	2	2	7
Swaps, contrats à terme standardisés, contrats à terme de gré à gré et
contratsprévoyant la livraison sur legaz naturel et transport connexe	1	48	12	61
	4	50	14	68
Autres instruments dérivés
Contrats de change à terme	–	15	–	15
	–	15	–	15
Total de l’actif	16	68	14	98
Passif
Report réglementaire
Swaps et contrats à terme de gré à gré sur les produits de base
Achats de charbon	–	4	–	4
Achats d’électricité	33	–	–	33
Achats de mazout lourd	3	3	–	6
Achats et ventes de gaz naturel	–	2	–	2
Contrats de change à terme	–	17	–	17
	36	26	–	62
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité	4	2	1	7
Swaps, contrats à terme standardisés, contrats à terme de gré à gré et
contratsprévoyant la livraison sur legaz naturel	1	10	257	268
	5	12	258	275
Autres instruments dérivés
Dérivés sur actions	1	–	–	1
	1	–	–	1
Total dupassif	42	38	258	338
Actif (passif) net	(26) $	30 $	(244) $	(240) $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

127

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Au				31 décembre 2019
en millions de dollars canadiens	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	Total
Actif
Report réglementaire
Swaps et contrats à terme de gré à gré sur les produits de base
Achats d’électricité	23 $	– $	– $	23 $
Achats et ventes de gaz naturel	–	2	–	2
Achats de mazout lourd	–	1	–	1
Contrats de change à terme	–	2	–	2
	23	5	–	28
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité	1	3	1	5
Swaps, contrats à terme standardisés, contrats à terme de gré à gré et
contratsprévoyant la livraison sur legaz naturel et transport connexe	(7)	46	14	53
	(6)	49	15	58
Autres instruments dérivés
Dérivés sur actions	1	–	–	1
	1	–	–	1
Total de l’actif	18	54	15	87
Passif
Couvertures de flux de trésorerie
Contrats de change à terme	–	1	–	1
	–	1	–	1
Report réglementaire
Swaps et contrats à terme de gré à gré sur les produits de base
Achats de charbon	–	31	–	31
Achats d’électricité	36	–	–	36
Achats et ventes de gaz naturel	3	2	–	5
Contrats de change à terme	–	6	–	6
	39	39	–	78
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction
Swaps et contrats prévoyant la livraison sur l’électricité	5	2	–	7
Swaps, contrats à terme standardisés, contrats à terme de gré à gré et
contratsprévoyant la livraison sur legaz naturel	2	33	249	284
	7	35	249	291
Total dupassif	46	75	249	370
Actif (passif) net	(28) $	(21) $	(234) $	(283) $

La variation de la juste valeur des actifs financiers de niveau 3 pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 se présentait comme suit :

		Instruments dérivés détenus	Instruments dérivés détenus
		à des fins de transaction
		Gaz
en millions de dollars canadiens	Électricité	naturel	Total
Solde au 1erjanvier 2020	1 $	14 $	15 $
Total des gains réalisés et latents inclus (pertes réalisées et latentes incluses) dans les
produits d’exploitation non réglementés	3	(2)	1
Transferts nets hors du niveau 3	(2)	–	(2)
Solde au 31 décembre 2020	2 $	12 $	14 $

128

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

La variation de la juste valeur des passifs financiers de niveau 3 pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 se présentait comme suit :

		Instruments dérivés détenus	Instruments dérivés détenus
		à des fins de transaction
		Gaz
en millions de dollars canadiens	Électricité	naturel	Total
Solde au 1erjanvier 2020	– $	249 $	249 $
Total des gains réalisés et latents inclus dans les produits d’exploitation non réglementés	2	8	10
Transferts nets hors du niveau 3	(1)	–	(1)
Solde au 31 décembre 2020	1 $	257 $	258 $

La société évalue les données du marché observables tous les trimestres afin d’établir si les transferts entre les niveaux sont appropriés. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les transferts hors du niveau 3 découlent d’une hausse des données du marché observables.

Les données non observables importantes utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des instruments dérivés sur le gaz naturel et l’électricité incluent des prix fixés par des tiers pour des instruments financiers basés sur des marchés peu liquides, les coefficients de corrélation et les différentiels établis en interne, le risque de crédit propre à l’entité et les taux d’actualisation. Les corrélations et différentiels élaborés en interne sont revus tous les trimestres à partir d’analyses statistiques des marchés au comptant dans les divers marchés à terme peu liquides. Les taux d’actualisation peuvent inclure une prime de risque pour les contrats de gré à gré à long terme assortis de points d’illiquidité au titre des prix futurs en vue de tenir compte de l’incertitude inhérente à ces points. Les primes de risque liées à des contrats à long terme sont évaluées par l’observation de pratiques semblables dans l’industrie et la tenue de discussions avec des pairs du secteur. Toute augmentation (diminution) importante d’une de ces données prise isolément se traduirait par une évaluation de la juste valeur considérablement plus faible (plus élevée).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

129

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le tableau suivant présente de l’information quantitative sur les données non observables importantes utilisées aux fins de l’évaluation de la juste valeur de niveau 3 de la hiérarchie des justes valeurs :

Au				31	décembre2020
	Juste	Technique			Moyenne
en millions de dollars canadiens	valeur	d’évaluation	Données non observables	Fourchette	pondérée1)
Actif
Instruments dérivés détenus à des	1 $	Modèle	Prix fixés par des tiers	20,50 $ – 62,45 $	31,14 $
fins de transaction – swaps et		d’établissement	Probabilités de défaillance	0,02 % – 9,74 %	2,52 %
contrats prévoyant la livraison		des prix	Taux d’actualisation	0,01 % – 0,73 %	0,25 %
sur l’électricité	1	Modèle	Prix fixés par des tiers	25,70 $ – 36,05 $	29,53 $
		d’établissement	Probabilités de défaillance	0,36 % – 0,85 %	0,60 %
		des prix	Taux d’actualisation	0,06 % – 0,41 %	0,28 %
			Coefficient de corrélation	100 % – 100 %	100 %
Instruments dérivés détenus à des	18	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,66 $ – 6,22 $	2,52 $
fins de transaction – swaps,		d’établissement	Probabilités de défaillance	0,02 % – 2,52 %	0,40 %
contrats à terme standardisés,		des prix	Taux d’actualisation	0,00 % – 10,36 %	0,75 %
contrats à terme de gré à gré et	(6)	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,82 $ – 8,44 $	4,66 $
contrats prévoyant la livraison		d’établissement	Ajustement de base	0,00 $ – 1,33 $	0,44 $
sur le gaz naturel		des prix	Probabilités de défaillance	0,02 % – 12,58 %	1,95 $
			Taux d’actualisation	0,00 % – 0,67 %	0,13 %
Total de l’actif	14 $
Passif
Instruments dérivés détenus à des	1 $	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,13 $ – 62,45 $	36,90 $
fins de transaction – swaps et		d’établissement	Risque de crédit propre à
contrats prévoyant la livraison		des prix	l’entité	0,02 % – 6,85 %	2,02 %
sur l’électricité			Taux d’actualisation	0,01 % – 0,73 %	0,34 %
	1	Modèle	Prix fixés par des tiers	37,25 $ – 62,45 $	55,00 $
		d’établissement	Risque de crédit propre à
		des prix	l’entité	0,36 % – 1,28 %	0,83 %
			Taux d’actualisation	0,01 % – 0,40 %	0,31 %
			Coefficient de corrélation	100 % – 100 %	100 %
Instruments dérivés détenus à des	226	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,44 $ – 6,57 $	3,68 $
fins de transaction – swaps,		d’établissement	Risque de crédit propre à
contrats à terme standardisés,		des prix	l’entité	0,02 % – 2,52 %	0,10 %
contrats à terme de gré à gré et			Taux d’actualisation	0,00 % – 8,79 %	0,43 %
contrats prévoyant la livraison sur	30	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,54 $ – 8,44 $	4,69 $
le gaz naturel		d’établissement	Ajustement de base	0,00 $ – 1,33 $	0,87 $
		des prix	Risque de crédit propre à
			l’entité	0,03 % – 12,58 %	0,10 %
			Taux d’actualisation	0,00 % – 0,67 %	0,16 %
Total dupassif	258 $
Actif (passif) net	(244) $

1) Les données non observables ont été pondérées selon la juste valeur relative des instruments.

130

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Au				31	décembre2019
	Juste	Technique			Moyenne
en millions de dollars canadiens	valeur	d’évaluation	Données non observables	Fourchette	pondérée
Actif
Instruments dérivés détenus à des	1 $	Modèle	Prix fixés par des tiers	21,40 $ – 74,05 $	35,03 $
fins de transaction – swaps et		d’établissement	Probabilités de défaillance	0,01 % – 1,14 %	0,21 %
contrats prévoyant la livraison		des prix	Taux d’actualisation	0,15 % – 6,65 %	2,78 %
sur l’électricité
Instruments dérivés détenus à des	9	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,63 $ – 7,45 $	2,37 $
fins de transaction – swaps,		d’établissement	Probabilités de défaillance	0,01 % – 2,31 %	0,09 %
contrats à terme standardisés,		des prix	Taux d’actualisation	0,01 % – 20,93 %	1,55 %
contrats à terme de gré à gré et	5	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,33 $ – 8,76 $	5,05 $
contrats prévoyant la livraison		d’établissement	Ajustement de base	0,00 $ – 1,31 $	0,76 $
sur le gaz naturel		des prix	Probabilités de défaillance	0,01 % – 3,33 %	0,28 %
			Taux d’actualisation	0,01 % – 4,71 %	0,91 %
Total de l’actif	15 $
Passif
Instruments dérivés détenus à des	228 $	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,54 $ – 7,45 $	4,07 $
fins de transaction – swaps,		d’établissement	Risque de crédit propre à
contrats à terme standardisés,		des prix	l’entité	0,01 % – 2,31 %	0,12 %
contrats à terme de gré à gré et			Taux d’actualisation	0,01 % – 18,63 %	1,89 %
contrats prévoyant la livraison	21	Modèle	Prix fixés par des tiers	1,36 $ – 9,75 $	5,45 $
sur le gaz naturel		d’établissement	Ajustement de base	0,00 $ – 1,31 $	0,91 $
		des prix	Risque de crédit propre
			à l’entité	0,01 % – 3,33 %	0,06 %
			Taux d’actualisation	0,01 % – 3,76 %	0,81 %
Total dupassif	249 $
Actif (passif) net	(234) $

La dette à long terme est un passif financier qui n’est pas évalué à la juste valeur dans les bilans consolidés. Le solde se compose de ce qui suit :

Aux

		Valeur	Juste
en	millions de dollars canadiens	comptable	valeur	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	Total
31	décembre 2020	13 721 $	16 487 $	– $	16 020 $	467 $	16 487 $
31	décembre 2019	14 180 $	16 049 $	– $	15 598 $	451 $	16 049 $

La société a désigné des billets hybrides libellés en dollars américains d’un montant de 1,2 milliard de dollars comme couvertures du risque de change de ses placements nets dans des établissements dont les activités sont libellées en dollars américains. Un gain de change après impôts de 26 millions de dollars a été comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (78 millions de dollars en 2019).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

131

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

17. OPÉRATIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Dans le cours normal des activités, Emera fournit de l’énergie, des services liés à la construction et d’autres services, et conclut des opérations avec ses filiales, ses sociétés apparentées et d’autres sociétés liées selon des modalités conformes à celles offertes aux parties non liées. Les soldes et les opérations intersociétés ont été éliminés à la consolidation, sauf le résultat net au titre de certaines opérations entre les entités à tarifs non réglementés et à tarifs réglementés conformément aux normes comptables pour les entités à tarifs réglementés. Tous les montants ont été calculés selon les modalités de crédit et d’intérêt habituelles.

Les opérations importantes conclues entre Emera et ses sociétés liées sont les suivantes :

Les transactions entre NSPI et NSPML liées à la cotisation à l’égard du lien maritime sont présentées dans les états des résultats consolidés. La charge de NSPI est présentée à titre de combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité et se chiffre à 139 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (107 millions de dollars en 2019). NSPML est comptabilisée comme un placement dans une société satellite et, par conséquent, les bénéfices liés à ces produits sont comptabilisés à titre de quote-part du résultat des placements dans des sociétés satellites.
Les achats liés à la capacité de transport de gaz naturel de M&NP sont présentés dans les états des résultats consolidés. Les achats de M&NP, présentés sur la base du montant net, dans les produits d’exploitation – activités à tarifs non réglementés, ont totalisé 18 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (63 millions de dollars en 2019).

Aucun montant à payer ou à recevoir important entre Emera et ses sociétés liées ne figurait aux bilans consolidés d’Emera aux 31 décembre 2020 et 2019.

18. DÉBITEURS ET AUTRES ACTIFS À COURT TERME

Les débiteurs et les autres actifs à court terme se composaient de ce qui suit :

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Comptes clients – facturés	570 $	603 $
Comptes clients – non facturés	286	265
Provision pour pertes de crédit	(22)	(9)
Capacité de transport capitalisée1)	200	272
Impôts sur les bénéfices à recevoir	11	118
Charges payées d’avance	50	48
Divers	138	189
	1 233 $	1 486 $

1) La capacité de transport capitalisée représente la valeur au titre du transport/stockage reçue par EES dans le cadre des ententes de gestion d’actifs à la conclusion des contrats. L’actif est amorti sur la durée de chaque contrat.

132

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

19. CONTRATS DE LOCATION

PRENEUR

La société a conclu des contrats de location simple pour des bâtiments, des terrains, des services de télécommunications et des véhicules sur rail. Les contrats de location d’Emera ont des durées résiduelles variant de 1 an à 65 ans, et certains sont assortis d’options de prolongation pouvant aller jusqu’à 65 ans. Ces options sont incluses dans la durée du contrat de location s’il est déterminé avec une certitude raisonnable qu’elles seront exercées.

Aux					31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens			Classement		2020	2019
Actifs au titre de droits d’utilisation			Autres actifs à longterme		61 $	64 $
Obligations locatives
À court terme			Autres passifs à court terme		3	5
À longterme			Autrespassifs à longterme		60	61
Total des obligations locatives					63 $	66 $
La société a comptabilisé des charges	au titre des contrats de location de 160 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020
(172 millions de dollars en 2019), dont	une tranche de	149 millions	de dollars (156 millions de dollars	en 2019) liée aux coûts		variables des
contrats de location-financement des	installations de	production d’électricité, qui figurent au poste		«Combustible réglementé pour la
production et l’achat d’électricité» dans les états des		résultats consolidés.
Le tableau suivant présente les paiements de loyer minimaux non résiliables à recevoir au titre des				contrats	de location simple pour
chacun des cinq prochains exercices et par la suite :
en millions de dollars canadiens	2021	2022	2023 2024	2025	Par la suite	Total
Paiements de loyer minimaux	6 $	6 $	6 $ 5 $	4 $	112 $	139 $
Moins les intérêts théoriques	–	–	– –	–	–	(76)
Total	6 $	6 $	6 $ 5 $	4 $	112 $	63 $

La société a comptabilisé des charges au titre des contrats de location de 160 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (172 millions de dollars en 2019), dont une tranche de 149 millions de dollars (156 millions de dollars en 2019) liée aux coûts variables des contrats de location-financement des installations de production d’électricité, qui figurent au poste «Combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité» dans les états des résultats consolidés.

Renseignements supplémentaires sur les contrats de location d’Emera :

Renseignements supplémentaires sur les contrats de location d’Emera :
	Exercices clos les 31 décembre
Pour les	2020	2019
Trésorerie payée pour les montants compris dans l’évaluation des obligations locatives :
Flux de trésorerie d’exploitation liés aux contrats de location simple(en millions de dollars canadiens)	7 $	7 $
Actifs au titre de droits d’utilisation obtenus en échange d’obligations locatives :
Contrats de location simple(en millions de dollars canadiens)	7 $	16 $
Durée résiduelle moyennepondérée des contrats de location(en années)	43	39
Taux d’actualisation moyenpondéré – contrats de location simple	3,96 %	4,07 %

BAILLEUR

Le placement net de la société dans des contrats de location-financement et de location-vente se rapporte principalement au gazoduc Brunswick, aux stations de gaz naturel comprimé («GNC») et aux pompes à chaleur.

Les produits non acquis liés aux contrats de location-financement et de location-vente sont comptabilisés en résultat sur la durée du contrat de location au moyen d’un taux d’intérêt constant égal au taux de rendement interne du contrat de location et sont inclus dans les «Produits d’exploitation – Activités à tarifs réglementés – Gaz» et dans les «Autres produits nets (charges nettes)» aux états des résultats consolidés.

La société gère son risque lié à la valeur résiduelle en vertu du contrat de location du gazoduc Brunswick en effectuant des opérations d’entretien courant de l’actif.

Les clients ont l’option d’acheter des actifs des stations de GNC en tout temps après 2021 en effectuant un paiement compensatoire à la date d’achat en fonction du taux de rendement interne cible ou peuvent prendre possession de l’actif de la station de GNC au terme de la durée du contrat de location à un prix nul. Les clients ont l’option d’acheter les pompes à chaleur au terme de la durée du contrat de location à un prix symbolique.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

133

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le placement net dans des contrats de location-financement et de location-vente comprend ce qui suit :

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Total des paiements de loyer minimaux à recevoir	1 018 $	1 066 $
Moins : montants représentant les frais accessoires estimatifs	(179)	(189)
Paiements de loyer minimaux à recevoir	839 $	877 $
Valeur résiduelle estimative des immobilisations louées (non garanties)	183	183
Moins :produits non acquis tirés de contrats de location-financement	(487)	(532)
Placement net dans des contrats de location-financement et de location-vente	535 $	528 $
Capital exigible à moins de un an(compris dans les «Débiteurs et autres actifs à court terme»)	18	17
Placement net dans des contrats de location-vente – à long terme (compris dans les «Autres actifs à
longterme»)	42	38
Placement net dans des contrats de location-financement – à longterme	475 $	473 $

Au 31 décembre 2020, les paiements de loyer minimaux à recevoir pour chacun des cinq prochains exercices et par la suite sont les suivants :

						Par
en millions de dollars canadiens	2021	2022	2023	2024	2025	la suite	Total
Paiements de loyer minimaux à recevoir	78 $	77 $	76 $	77 $	79 $	631 $	1 018 $
Moins : frais accessoires							(179)
Paiements de loyer minimaux à recevoir	78 $	77 $	76 $	77 $	79 $	631 $	839 $

20. IMMOBILISATIONS CORPORELLES

Les immobilisations corporelles se composaient des actifs des activités à tarifs réglementés et à tarifs non réglementés suivants :

Aux	Durées de vie utile	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	estimatives	2020	2019
Production	De 3 à 131 ans	11 474 $	11 181 $
Transport	De 11 à 80 ans	2 414	2 318
Distribution	De 4 à 80 ans	5 997	5 820
Transport et distribution du gaz	De 7 à 85 ans	3 879	3 568
Centralegénérale et divers1)	De 2 à 60 ans	2 127	2 006
Coût total		25 891	24 893
Moins : amortissement cumulé1)		(8 714)	(8 317)
		17 177	16 576
Travaux de construction en cours1)		2 358	1 591
Valeur comptable nette		19 535 $	18 167 $

1) SeaCoast détient un droit de propriété indivis de 50 % dans une déviation de conduite de 42 km (26 milles) détenue conjointement située en Floride, qui a été mise en service en 2020. Au 31 décembre 2020, la part de SeaCoast dans l’usine en service était de 34 millions de dollars, l’amortissement cumulé, de néant et les travaux de construction en cours, de néant. Au 31 décembre 2019, la part de SeaCoast dans les travaux de construction en cours était de 8 millions de dollars. Le droit de propriété indivis de SeaCoast est financé par ses fonds et toutes les activités sont comptabilisées comme si la participation était une installation détenue en propriété exclusive. La part de SeaCoast dans les charges directes de la déviation de conduite détenue conjointement est incluse dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales des états des résultats consolidés.

21. RÉGIMES D’AVANTAGES SOCIAUX

Emera maintient un certain nombre de régimes de retraite à prestations déterminées et à cotisations déterminées contributifs, qui visent la quasi-totalité de ses employés. La société offre aussi des régimes d’avantages complémentaires de retraite à ses retraités. Ces régimes sont offerts aux employés de la Nouvelle-Écosse, du Nouveau-Brunswick, de Terre-Neuve-et-Labrador, de la Floride, du Nouveau-Mexique, de la Barbade, de la Dominique et de l’île de Grand Bahama. Le 24 mars 2020, Emera a vendu Emera Maine; se reporter à la note 4 pour en savoir davantage. Au 31 décembre 2019, les actifs et passifs d’Emera Maine, y compris les soldes liés aux régimes de retraite, étaient classés comme détenus en vue de la vente.

134

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le coût net des prestations d’Emera comprend ce qui suit :

OBLIGATION AU TITRE DES PRESTATIONS ET ACTIFS DES RÉGIMES

Les modifications touchant l’obligation au titre des prestations et les actifs des régimes et la situation de capitalisation de tous les régimes se présentaient comme suit :

régimes se présentaient comme suit :
Pour les			Exercices clos les	31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020		2019
		Régimes		Régimes
Variation de l’obligation au titre des prestations projetées et de l’obligation au titre des prestations constituées des avantages	Régimes de retraite à prestations	d’avantages complémen- taires	Régimes de retraite à prestations	d’avantages complémen- taires
complémentaires de retraite	déterminées	de retraite	déterminées	de retraite
Solde aux 1erjanvier	2 822 $	353 $	2 650 $	350 $
Coût des services	46	5	47	4
Cotisations des participants aux régimes	7	5	8	5
Intérêts débiteurs	84	10	102	14
Prestations versées	(135)	(27)	(130)	(23)
Pertes actuarielles	189	52	231	19
Règlements et compressions	(229)	(52)	(20)	–
Écarts de conversion	(25)	(7)	(66)	(16)
Solde aux 31 décembre	2 759	339	2 822	353
Variation des actifs des régimes
Solde aux 1erjanvier	2 593	56	2 300	49
Cotisations de l’employeur	41	21	52	19
Cotisations des participants aux régimes	7	5	8	5
Prestations versées	(135)	(27)	(130)	(23)
Rendement réel des actifs, déduction faite des charges	310	5	424	7
Règlements et compressions	(191)	(7)	(7)	–
Écarts de conversion	(20)	(1)	(54)	(1)
Solde aux 31 décembre	2 605	52	2 593	56
Situation de capitalisation à la clôture de l’exercice	(154) $	(287) $	(229) $	(297) $

Les pertes actuarielles comptabilisées dans la période sont principalement attribuables aux pertes liées aux changements du taux d’actualisation et aux pertes découlant des changements liés à l’expérience des participants, comme les cessations d’emploi, les départs à la retraite et les décès. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par des gains liés au rendement solide des actifs et aux changements des hypothèses relatives à l’inflation et à la rémunération.

RÉGIMES DONT L’OBLIGATION AU TITRE DES PRESTATIONS PROJETÉES / L’OBLIGATION AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES DES AVANTAGES COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE ÉTAIT SUPÉRIEURE AUX ACTIFS

La situation financière globale de tous les régimes de retraite dont l’obligation au titre des prestations projetées ou l’obligation au titre des prestations constituées des avantages complémentaires de retraite, pour les régimes d’avantages complémentaires de retraite, était supérieure aux actifs des régimes pour les exercices clos les 31 décembre se présente comme suit :

en millions de dollars canadiens		2020		2019
		Régimes		Régimes
	Régimes de	d’avantages	Régimes de	d’avantages
	retraite à	complémen-	retraite à	complémen-
	prestations	taires	prestations	taires
	déterminées	de retraite	déterminées	de retraite
Obligation au titre des prestations projetées / obligation au titre des
prestations constituées des avantages complémentaires de retraite	2 736 $	308 $	2 797 $	323 $
Juste valeur des actifs des régimes	2 568	–	2 557	7
Situation de capitalisation	(168) $	(308) $	(240) $	(316) $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

135

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

RÉGIMES DONT L’OBLIGATION AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES ÉTAIT SUPÉRIEURE AUX ACTIFS

L’obligation au titre des prestations constituées pour les régimes de retraite à prestations déterminées était de 2 639 millions de dollars au 31 décembre 2020 (2 687 millions de dollars en 2019). La situation financière globale de ces régimes dont l’obligation au titre des prestations constituées était supérieure aux actifs se présente comme suit pour les exercices clos les 31 décembre :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
	Régimes de	Régimes de
	retraite à	retraite à
	prestations	prestations
	déterminées	déterminées
Obligation au titre des prestations constituées	1 519 $	2 665 $
Juste valeur des actifs des régimes	1 419	2 557
Situation de capitalisation	(100) $	(108) $

BILAN

Les montants comptabilisés dans les bilans consolidés se composaient de ce qui suit :

Aux		31 décembre		31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020		2019
		Régimes		Régimes
	Régimes de	d’avantages	Régimes de	d’avantages
	retraite à	complémen-	retraite à	complémen-
	prestations	taires	prestations	taires
	déterminées	de retraite	déterminées	de retraite
Autres passifs à court terme	(4) $	(19) $	(4) $	(18) $
Passif à long terme	(163)	(290)	(206)	(254)
Passifs à long terme liés aux actifs détenus en vue de la vente1)	–	–	(30)	(44)
Autres actifs à long terme	13	20	11	19
Montant inclus dans les impôts reportés	(4)	(1)	(7)	1
CAÉRÉ et actifs réglementaires,déduction faite des impôts	443	107	524	72
Montant net comptabilisé	285 $	(183) $	288 $	(224) $

1) Le 24 mars 2020, Emera a vendu Emera Maine; se reporter à la note 4 pour en savoir davantage. Au 31 décembre 2019, les actifs et passifs d’Emera Maine étaient classés comme détenus en vue de la vente.

MONTANTS COMPTABILISÉS DANS LE CAÉRÉ ET LES ACTIFS RÉGLEMENTAIRES

Les gains et les pertes non amortis et les coûts au titre des services passés découlant des avantages complémentaires de retraite sont comptabilisés dans le CAÉRÉ ou les actifs réglementaires. Le tableau qui suit résume la variation du CAÉRÉ et des actifs réglementaires.

		Pertes	(Gains) coûts
		actuarielles	au titre des
	Actifs	(gains	services
en millions de dollars canadiens	réglementaires	actuariels)	passés
Régimes de retraite à prestations déterminées
Solde au 1erjanvier 2020	358 $	160 $	(1) $
Montant amorti au cours de la période	(25)	(15)	1
Ajout au CAÉRÉ ou aux actifs réglementaires au cours de l’exercice	(12)	14	–
Variation dans l’exercice considéré liée à la vente d’Emera Maine	(39)	–	–
Variation du taux de change	(3)	1	–
Solde au 31 décembre 2020	279 $	160 $	– $
Régimes d’avantages complémentaires de retraite
Solde au 1erjanvier 2020	78 $	(5) $	– $
Montant amorti au cours de la période	–	–	–
Ajout au CAÉRÉ ou aux actifs réglementaires au cours de l’exercice	48	2	–
Variation dans l’exercice considéré liée à la vente d’Emera Maine	(13)	–	–
Variation du taux de change	(3)	(1)	–
Solde au 31 décembre 2020	110 $	(4) $	– $

136

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

		2020		2019
		Régimes		Régimes
	Régimes de	d’avantages	Régimes de	d’avantages
	retraite à	complémen-	retraite à	complémen-
	prestations	taires	prestations	taires
	déterminées	de retraite	déterminées	de retraite
Pertes actuarielles (gains actuariels)	160 $	(4) $	160 $	(5) $
(Gains) coûts au titre des coûts des services passés	–	–	(1)	–
Actifs réglementaires	279	110	358	78
Total du CAÉRÉ et des actifs réglementaires,avant impôts reportés	439	106	517	73
Montant inclus dans l’actif d’impôts sur les bénéfices reportés	4	1	7	(1)
Montant net du CAÉRÉ et des actifs réglementaires	443 $	107 $	524 $	72 $

COMPOSANTES DU COÛT DES PRESTATIONS

Le coût net des prestations d’Emera comprenait ce qui suit :

Aux			Exercices clos les	31 décembre
en millions de dollars canadiens		2020		2019
		Régimes		Régimes
	Régimes de	d’avantages	Régimes de	d’avantages
	retraite à	complémen-	retraite à	complémen-
	prestations	taires	prestations	taires
	déterminées	de retraite	déterminées	de retraite
Coût des services	46 $	5 $	47 $	4 $
Intérêts débiteurs	84	10	102	14
Rendement prévu des actifs des régimes	(141)	(1)	(147)	(2)
Amortissement pour l’exercice considéré des :
Pertes (gains) actuariels	15	–	16	–
Coûts (gains) au titre des services passés	(1)	–	(1)	–
Actifs (passifs) réglementaires	25	–	20	(5)
Règlement,compressions	–	–	1	–
Total	28 $	14 $	38 $	11 $

Le rendement prévu des actifs des régimes est établi d’après la valeur de marché des actifs des régimes de 2 476 millions de dollars au 1[er] janvier 2020 (2 401 millions de dollars en 2019), rajustée pour tenir compte de l’intérêt sur certains flux de trésorerie au cours de l’exercice. La valeur liée au marché des actifs repose sur la valeur des actifs lissée sur une période de cinq ans. Tout gain (ou perte) sur placement supérieur (ou inférieur) au rendement prévu des actifs des régimes est comptabilisé selon l’amortissement linéaire dans la valeur de marché des actifs sur une période de cinq ans.

RÉPARTITION DES ACTIFS DU RÉGIME DE RETRAITE

La politique en matière de placement d’Emera comprend une description de la philosophie de placement, du niveau de risque que la société est prête à accepter relativement au placement du capital de la caisse de retraite et du mode d’évaluation du rendement des actifs. L’objectif au chapitre de la répartition des actifs entre les principales catégories d’actifs est au cœur de cette politique. Il consiste à diversifier le risque et à réaliser des rendements des actifs qui satisfont aux hypothèses actuarielles des régimes ou les dépassent. La diversification des actifs diminue le risque inhérent aux marchés des capitaux en exigeant que les actifs soient répartis entre diverses catégories. À l’intérieur de chacune des catégories, les actifs sont diversifiés davantage en étant placés dans un large éventail de titres de grande qualité et de qualité inférieure. La répartition cible des actifs d’Emera est comme suit :

Régimes de retraite canadiens

Catégorie d’actifs	Fourchette cible – marché
Titres à court terme	0 % à 5 %
Titres à revenu fixe	35 % à 50 %
Actions :
Canadiennes	12 % à 22 %
Autres que canadiennes	30 % à 55 %

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

137

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Régimes de retraite autres que canadiens

	Fourchette cible – marché
Catégorie d’actifs	Moyennepondérée
Titres à revenu fixe	30 % à 50 %
Actions	50 % à 70 %

Les actifs des régimes de retraite sont supervisés par les comités de gestion des prestations de retraite au sein des sociétés partenaires. Tous les placements des fonds de retraite sont conformes aux politiques approuvées par le conseil d’administration de chaque société partenaire.

Les tableaux suivants présentent le classement de la méthode utilisée par la société pour évaluer la juste valeur de ses placements :

en millions de dollars canadiens				31 décembre2020	31 décembre2020
	Valeur
	liquidative	Niveau 1	Niveau 2	Total	Pourcentage
Trésorerie et équivalents de trésorerie	– $	68 $	– $	68 $	3 %
Éléments en transit, montant net	–	(99)	–	(99)	(4) %
Titres de capitaux propres :
Actions canadiennes	–	154	–	154	6 %
Actions américaines	–	380	–	380	15 %
Autres actions	–	243	–	243	9 %
Titres à revenu fixe :
Obligations gouvernementales	–	–	119	119	5 %
Obligations de sociétés	–	–	141	141	5 %
Divers	–	10	3	13	- %
Fonds communs de placement	–	88	–	88	3 %
Divers	–	(3)	(4)	(7)	- %
Fonds de placement évalués à la valeur liquidative1)	801	–	–	801	31 %
Fiducies collectives communes évaluées à la valeur liquidative2)	704	–	–	704	27 %
Total	1 505 $	841 $	259 $	2 605 $	100 %

en millions de dollars canadiens					31 décembre2019
	Valeur
	liquidative	Niveau 1	Niveau 2	Total	Pourcentage
Trésorerie et équivalents de trésorerie	– $	44 $	– $	44 $	2 %
Éléments en transit, montant net	–	(48)	–	(48)	(2) %
Titres de capitaux propres :
Actions canadiennes	–	210	–	210	8 %
Actions américaines	–	388	–	388	15 %
Autres actions	–	176	–	176	7 %
Titres à revenu fixe :
Obligations gouvernementales	–	–	93	93	3 %
Obligations de sociétés	–	–	126	126	5 %
Divers	–	5	9	14	– %
Fonds communs de placement	–	199	–	199	8 %
Divers	–	(5)	1	(4)	– %
Fonds de placement évalués à la valeur liquidative1)	860	–	–	860	33 %
Fiducies collectives communes évaluées à la valeur liquidative2)	535	–	–	535	21 %
Total	1 395 $	969 $	229 $	2 593 $	100 %

1) Les placements évalués à la valeur liquidative sont des fonds communs de placement enregistrés et non enregistrés, des fiducies de placement collectif ou des fonds en gestion commune. Les valeurs liquidatives sont calculées quotidiennement, et des activités de souscription et de rachat ont cours à intervalles réguliers.

2) Les fiducies collectives communes sont des fonds privés évalués à la valeur liquidative. Les valeurs liquidatives sont calculées à partir du cours acheteur des titres sous-jacents. Comme les cours ne sont pas publiés à des sources externes, la valeur liquidative est utilisée comme mesure de simplification. Certains fonds investissent principalement dans des titres de capitaux propres d’émetteurs nationaux et étrangers, tandis que d’autres investissent dans des actifs à revenu fixe de qualité supérieure de longue durée libellés en dollars américains et cherchent à accroître le rendement par une gestion active des risques de taux d’intérêt et de crédit. Des activités de souscription et de rachat ont cours à intervalles réguliers.

Se reporter à la note 16 pour en savoir plus sur la hiérarchie des justes valeurs et les données utilisées dans l’évaluation de la juste valeur.

138

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

RÉGIMES D’AVANTAGES COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE

Aucun actif n’est mis de côté pour financer la majeure partie des coûts des régimes d’avantages complémentaires de retraite de la société. Selon la pratique courante, les prestations pour soins de santé postérieures à la retraite sont financées par les fonds généraux, au besoin. La principale exception à cette pratique est le régime de soins de santé pour retraités de NMGC, qui est entièrement capitalisé. Avant la vente d’Emera Maine le 24 mars 2020, ses régimes d’avantages complémentaires de retraite étaient partiellement financés.

PLACEMENTS DANS EMERA

Aux 31 décembre 2020 et 2019, les actifs liés aux caisses de retraite et aux régimes d’avantages complémentaires de retraite ne détenaient aucun placement important dans les titres d’Emera ou de ses filiales. Cependant, comme une partie importante des actifs des régimes est détenue dans un regroupement d’actifs, il pourrait y avoir des placements indirects dans ces titres.

FLUX DE TRÉSORERIE

Le tableau suivant présente les flux de trésorerie prévus des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d’avantages complémentaires de retraite :

FLUX DE TRÉSORERIE Le tableau suivant présente les flux de trésorerie prévus des régimes de complémentaires de retraite :	retraite à prestations déterminées et des régimes	d’avantages
		Régimes
	Régimes	d’avantages
	de retraite à	complémen-
	prestations	taires
en millions de dollars canadiens	déterminées	de retraite
Cotisations de l’employeur prévues
2021	41 $	19 $
Versements de prestations prévus
2021	140	21
2022	154	22
2023	154	22
2024	162	22
2025	170	22
2026–2030	914	105

HYPOTHÈSES

Le tableau suivant présente les hypothèses qui ont été utilisées pour comptabiliser les régimes de retraite à prestations déterminées et les régimes d’avantages complémentaires de retraite :

				2020			2019
				Régimes			Régimes
		Régimes de		d’avantages	Régimes de		d’avantages
		retraite à		complémen-	retraite à		complémen-
		prestations		taires de	prestations		taires de
(hypothèses moyennespondérées)		déterminées		retraite	déterminées		retraite
Obligation au titre des prestations – aux 31 décembre
Taux d’actualisation – services passés		2,49	%	2,48 %	3,17	%	3,27 %
Taux d’actualisation – services futurs		2,64	%	2,51 %	3,21	%	3,28 %
Taux de croissance de la rémunération		2,89	%	3,04 %	3,32	%	3,70 %
Tendance du coût des soins de santé	– taux initial (prochain exercice)		–	5,64 %		–	6,15 %
	– taux ultime		–	4,35 %		–	4,38 %
	– exercice où le taux ultime devrait
	être atteint			2038			2038
Coût des prestations pour les exercices clos les 31 décembre :
Taux d’actualisation – services passés		3,17	%	3,28 %	4,05	%	4,30 %
Taux d’actualisation – services futurs		3,21	%	3,28 %	4,05	%	4,30 %
Rendement à long terme prévu des actifs des régimes		6,29	%	3,25 %	6,50	%	2,81 %
Taux de croissance de la rémunération		3,34	%	3,70 %	3,30	%	3,67 %
Tendance du coût des soins de santé	– taux initial (exercice considéré)		–	5,91 %		–	6,39 %
	– taux ultime		–	4,37 %		–	4,45 %
	– exercice où le taux ultime devrait
	être atteint			2038			2035

Les hypothèses réelles utilisées varient selon le régime.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

139

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le taux de rendement à long terme prévu des actifs des régimes repose sur les taux de rendement réels historiques et projetés pour la répartition actuelle des actifs des régimes et sur le taux d’inflation présumé. Un taux de rendement réel est calculé pour chaque catégorie d’actifs. Selon la répartition des actifs, un taux de rendement réel prévu global est établi pour l’ensemble des actifs. Le rendement des actifs présumé correspond au taux de rendement réel global présumé majoré du taux d’inflation présumé, rajusté pour tenir compte des charges présumées qui devront être acquittées par le régime.

Le taux d’actualisation est fondé sur des obligations de sociétés à long terme de qualité, dont les échéances correspondent aux flux de trésorerie estimatifs du régime de retraite.

RÉGIME DE RETRAITE À COTISATIONS DÉTERMINÉES

Emera offre également un régime de retraite à cotisations déterminées à certains employés. Les cotisations de la société pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 ont totalisé 45 millions de dollars (34 millions de dollars en 2019).

22. ÉCART D’ACQUISITION

La variation de l’écart d’acquisition pour les exercices clos les 31 décembre est attribuable à ce qui suit :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Solde aux 1erjanvier	5 835 $	6 313 $
Ajouts	–	3
Perte de valeur liée à GBPC	–	(30)
Classé comme actifs détenus en vue de la vente1)	–	(148)
Variation du taux de change	(115)	(303)
Solde aux 31 décembre	5 720 $	5 835 $

1) Le 25 mars 2019, Emera a annoncé la vente d’Emera Maine. Les actifs et passifs d’Emera Maine étaient classés comme détenus en vue de la vente. Se reporter à la note 4 pour en savoir davantage.

L’écart d’acquisition est soumis chaque année à un test de dépréciation au niveau de l’unité d’exploitation. L’écart d’acquisition présenté aux bilans consolidés d’Emera au 31 décembre 2020 se rapporte principalement à TECO Energy et GBPC. Les unités d’exploitation d’Emera avec un écart d’acquisition sont Tampa Electric, PGS, NMGC et GBPC.

En 2020, Emera a effectué une évaluation qualitative de la dépréciation pour Tampa Electric, PGS et NMGC, concluant que la juste valeur des unités d’exploitation dépassait leur valeur comptable respective et, par conséquent, aucune évaluation quantitative n’a été effectuée et aucune perte de valeur n’a été comptabilisée.

L’écart d’acquisition présenté au bilan consolidé d’Emera au 31 décembre 2020 comprenait un montant de 68 millions de dollars (70 millions de dollars en 2019) lié à GBPC. En 2019, Emera a comptabilisé une perte de valeur de 30 millions de dollars en fonction de l’excédent de la valeur comptable de GBPC par rapport à sa juste valeur. La perte de valeur de 2019 est présentée au poste «Pertes de valeur» dans les états des résultats consolidés. En 2020, en raison de l’excédent limité de la juste valeur sur la valeur comptable par suite de la perte de valeur de 2019, Emera a choisi de ne pas réaliser d’évaluation qualitative, et a procédé plutôt à un test de dépréciation quantitatif en effectuant une analyse des flux de trésorerie actualisés. Selon le test, la juste valeur de l’unité d’exploitation excédait sa valeur comptable, y compris l’écart d’acquisition, d’environ 5 %. Des changements défavorables aux hypothèses importantes utilisées pourraient entraîner à l’avenir une perte de valeur.

140

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

23. DETTE À COURT TERME

Les emprunts à court terme d’Emera se composent d’émissions de papier commercial, d’avances sur les facilités de crédit renouvelables et non renouvelables, et de billets à court terme. La dette à court terme et les taux d’intérêt moyens pondérés connexes aux 31 décembre étaient comme suit :

étaient comme suit :
		Taux		Taux
		d’intérêt		d’intérêt
		moyen		moyen
en millions de dollars canadiens	2020	pondéré	2019	pondéré
Tampa Electric Company («TEC»)
Avances sur la facilité d’emprunt garantie par les débiteurs et sur la facilité
de crédit renouvelable	987 $	0,89 %	452 $	2,56 %
Emera
Facilité de crédit à terme non renouvelable	400	0,94 %	399	2,69 %
Dette bancaire	–	- %	6	- %
TECO Finance
Avances sur les facilités de crédit renouvelables et à terme	205	1,46 %	656	2,39 %
NMGC
Avances sur les facilités de crédit renouvelables	21	1,22 %	8	2,70 %
GBPC
Avances sur les facilités de crédit renouvelables	11	5,25 %	10	5,25 %
NSPI
Dette bancaire	1	- %	6	- %
Dette à court terme	1 625 $		1 537 $

Le total des facilités de crédit renouvelables et non renouvelables à court terme de la société, les emprunts en cours et les montants disponibles aux 31 décembre étaient comme suit :

en millions de dollars canadiens	Échéance	2020	2019
Tampa Electric Company – facilité de crédit renouvelable	2023	1 019 $	520 $
TECO Energy / TECO Finance – facilité de crédit renouvelable	2023	509	520
Emera – facilité de crédit à terme non renouvelable	2021	400	400
TEC – prêt à terme	2021	382	–
TEC – facilité d’emprunt garantie par les débiteurs	2021	191	195
NMGC – facilité de crédit renouvelable	2023	159	162
GBPC – facilité de crédit renouvelable	sur demande	17	17
TECO Energy/ TECO Finance – facilité de crédit à terme		–	649
Total		2 677	2 463
Moins :
Avances sur les facilités de crédit renouvelables et à terme		1 624	1 525
Lettres de crédit émises dans le cadre de facilités de crédit		4	3
Total des avances sur les facilités disponibles		1 628	1 528
Montant disponible en vertu des facilités existantes		1 049 $	935 $

Le taux d’intérêt moyen pondéré sur l’encours de la dette à court terme au 31 décembre 2020 était de 1,01 % (2,54 % en 2019).

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

141

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

ACTIVITÉ DE FINANCEMENT IMPORTANTE RÉCENTE PAR SECTEUR

Services publics d’électricité de la Floride

Le 6 février 2020, TEC a conclu une facilité de crédit non renouvelable de 300 millions de dollars américains venant à échéance le 4 février 2021. La facilité de crédit comprend les déclarations et garanties d’usage, des cas de défaut, des clauses restrictives financières et d’autres clauses restrictives et porte intérêt au LIBOR, au taux préférentiel ou au taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. Le 29 janvier 2021, TEC a reporté la date d’échéance de l’entente au 29 avril 2021 sans aucune autre modification aux modalités.

Le 18 décembre 2020, TEC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire de manière à reporter la date d’échéance de la facilité de crédit du 22 mars 2022 au 22 mars 2023 et à augmenter le montant de l’engagement des prêteurs, le faisant passer de 400 millions de dollars américains à 800 millions de dollars américains. La facilité de crédit porte intérêt au LIBOR, au taux préférentiel de la Wells Fargo Bank ou au taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité modifiée inclut maintenant une facilité de lettres de crédit de 80 millions de dollars américains. Aucune autre modification importante n’a été apportée aux modalités commerciales par rapport à l’entente précédente.

Entreprises de services publics de gaz naturel et d’infrastructure

Le 18 décembre 2020, NMGC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire de 125 millions de dollars américains de manière à reporter la date d’échéance de la facilité de crédit du 22 mars 2022 au 22 mars 2023. La facilité de crédit porte intérêt au LIBOR, au taux préférentiel de la JP Morgan Chase Bank ou au taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité modifiée inclut maintenant une facilité de lettres de crédit de 30 millions de dollars américains. Aucune autre modification importante n’a été apportée aux modalités commerciales par rapport à l’entente précédente.

Divers

Le 28 février 2020, TECO Finance a reporté la date d’échéance de sa facilité de crédit de 500 millions de dollars américains du 5 mars 2020 au 3 juillet 2020. Aucune autre modification importante n’a été apportée aux modalités commerciales par rapport à l’entente précédente. Le 3 avril 2020, TECO Finance a utilisé le produit de la vente d’Emera Maine pour rembourser une tranche de 200 millions de dollars américains du prêt à terme, et la tranche restante de 300 millions de dollars américains a été remboursée le 30 juin 2020.

Le 1[er] décembre 2020, Emera a reporté la date d’échéance de son prêt à terme non renouvelable de 400 millions de dollars du 15 décembre 2020 au 16 décembre 2021. Aucune autre modification importante n’a été apportée aux modalités commerciales par rapport à l’entente précédente.

Le 18 décembre 2020, TECO Finance a modifié et mis à jour sa facilité de crédit bancaire de 400 millions de dollars américains de manière à reporter la date d’échéance de la facilité de crédit du 22 mars 2022 au 22 mars 2023. La facilité de crédit porte intérêt au LIBOR, au taux préférentiel de la JP Morgan Chase Bank ou au taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. La facilité inclut maintenant une facilité de lettres de crédit de 50 millions de dollars américains. Aucune autre modification importante n’a été apportée aux modalités commerciales par rapport à l’entente précédente.

24. AUTRES PASSIFS À COURT TERME

24. AUTRES PASSIFS À COURT TERME
Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Charges à payer	141 $	147 $
Intérêts courus sur la dette à long terme	71	77
Obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite (note 21)	23	22
Taxe de vente et autres taxes à payer	6	13
Impôts sur les bénéfices à payer	1	1
Divers	98	73
	340 $	333 $

25. DETTE À LONG TERME

Les obligations, les billets et les débentures sont assortis de taux d’intérêt fixes et ne sont pas garantis, à moins d’indication contraire. La dette comprend certaines acceptations bancaires et du papier commercial lorsque la société a l’intention et la liberté de refinancer les obligations pour une période supérieure à un an.

142

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

La dette à long terme aux 31 décembre se détaillait comme suit :

	Taux d’intérêt moyen pondéré1)	Taux d’intérêt moyen pondéré1)
en millions de dollars canadiens	2020	2019	Échéance	2020	2019
Emera
Acceptations bancaires, prêts au LIBOR	Variable	Variable	2024	263 $	437 $
Billets à taux fixe non garantis	2,90 %	2,90 %	2023	500	500
Billets subordonnés à taux fixe-variable($ US)	6,75 %	6,75 %	2076	1 528	1 559
				2 291 $	2 496 $
Emera Finance
Billets de premier rang non garantis ($ US)	3,86 %	3,86 %	2021–2046	3 501 $	3 572 $
TECO Finance
Billets et obligations à taux fixe ($ US)	–	5,15 %	–	–	390
Tampa Electric2)
Billets et obligations à taux fixe ($ US)	4,53 %	4,53 %	2021–2050	3 268 $	$ 3 334 $
PGS
Billets et obligations à taux fixe ($ US)	4,58 %	4,58 %	2021–2050	429 $	437 $
NMGC
Billets et obligations à taux fixe ($ US)	4,30 %	4,30 %	2021–2049	465 $	474 $
NMGI
Billets et obligations à taux fixe ($ US)	3,64 %	3,64 %	2024	191 $	195 $
NSPI
Billets à escompte	Variable	Variable	2024	291 $	308 $
Billets à taux fixe à moyen terme	5,14 %	5,37 %	2025–2097	2 665	2 365
				2 956 $	2 673 $
Emera Maine
Prêts au LIBOR et prêts à vue		Variable		– $	11 $
Obligations hypothécaires à taux fixe garanties ($ US)	–	9,74 %	–	–	65
Billets à taux fixe depremier rangnongarantis($ US)	–	4,15 %	–	–	442
				– $	518 $
EBP
Facilité de crédit garantie de premier rang	Variable	Variable	2023	249 $	248 $
ECI
Billets de premier rang garantis ($ US)	Variable	Variable	2021–2031	106	130
Billets à taux fixe amortissables ($ US)	3,92 %	3,89 %	2021–2022	100	122
Facilité de crédit à terme non renouvelable, taux variable	Variable	–	2025	28	–
Facilité de crédit à terme non renouvelable, taux fixe	2,60 %	–	2025	68	–
Billets depremier rangà taux fixegarantis3)	4,39 %	4,84 %	2022–2035	174 $	218 $
				476 $	470 $
Ajustements
Ajustement à la juste valeur de marché – acquisition de
TECO Energy4)				5 $	8 $
Frais d’émission de titres de créance				(110)	(119)
Classement des passifs comme détenus en vue de la vente5)				–	(516)
Montant àpayer à moins de un an				(1 382)	(501)
				(1 487) $	(1 128) $
Dette à long terme				12 339 $	13 679 $

1) Taux d’intérêt moyen pondéré de la dette à long terme à taux fixe.
2) Une part importante des immobilisations corporelles de Tampa Electric ont été données en garantie relativement à ses obligations hypothécaires de premier rang. Il n’y a actuellement aucune obligation en circulation aux termes de l’acte relatif aux obligations hypothécaires de premier rang de Tampa Electric.
3) Les billets sont émis et payables en dollars américains, en dollars de la Barbade (BBD) ou en dollars des Caraïbes orientales (XCD).
4) À l’acquisition de TECO Energy, Emera a comptabilisé un ajustement lié à la juste valeur de marché de la dette à long terme (tarifs non réglementés) acquise. L’ajustement lié à la juste valeur de marché est amorti sur la durée restante de la dette.
5) Le 24 mars 2020, Emera a vendu Emera Maine. Se reporter à la note 4 pour en savoir davantage. Au 31 décembre 2019, les actifs et passifs d’Emera Maine sont classés comme détenus en vue de la vente.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le total des facilités de crédit renouvelables à long terme de la société, les emprunts en cours et les montants disponibles aux 31 décembre étaient comme suit :

en millions de dollars canadiens	Échéance	2020	2019
Emera – facilité de crédit renouvelable1)	Juin 2024	900 $	900 $
NSPI – facilité de crédit renouvelable1)	Octobre 2024	600	600
ECI – facilités de crédit renouvelables	2021–2023	28	25
Emera Maine – facilité de crédit renouvelable		-	104
Total		1 528	1 629
Moins :
Emprunts sur les facilités de crédit		569	771
Lettres de crédit émises dans le cadre de facilités de crédit		31	65
Montant utilisé sur les facilités disponibles		600	836
Montant disponible en vertu des facilités existantes		928 $	793 $

1) Les avances sur la facilité de crédit renouvelable peuvent être effectuées au moyen de découverts sur les comptes jusqu’à concurrence de 50 millions de dollars.

CLAUSES RESTRICTIVES

Emera et ses filiales sont assujetties à des clauses restrictives visant leur dette dans le cadre de leurs facilités de crédit. Les clauses restrictives font régulièrement l’objet d’un suivi, et la société respecte actuellement leurs exigences. Les clauses restrictives importantes auxquelles est assujettie Emera sont présentées ci-après :

			Au
	Clauses restrictives	Exigences	31 décembre 2020
Emera
Facilité de crédit consortiale	Ratio de la dette sur le capital	Inférieur ou égal à 0,70 sur 1	0,56 :1

ACTIVITÉ DE FINANCEMENT IMPORTANTE RÉCENTE PAR SECTEUR

Entreprises de services publics d’électricité au Canada

Le 24 avril 2020, NSPI a procédé à une émission de billets non garantis échéant dans 30 ans d’un capital de 300 millions de dollars. Les billets portent intérêt à un taux de 3,31 % et viennent à échéance le 25 avril 2050.

Autres entreprises de services publics d’électricité

Le 20 mai 2020, GBPC a conclu un prêt à terme non renouvelable de 22 millions de dollars américains venant à échéance le 20 mai 2025. Le prêt porte intérêt au taux LIBOR (90 jours), majoré d’une marge. Le 22 mai 2020, le produit tiré de ce prêt a servi à rembourser une tranche de 22 millions de dollars américains de billets de premier rang arrivés à échéance.

Le 20 mai 2020, GBPC a conclu un prêt à terme non renouvelable de 15 millions de dollars des Bahamas (15 millions de dollars américains) venant à échéance le 20 mai 2025. Le prêt porte intérêt à un taux de 4,00 %.

Au 31 décembre 2020, BLPC avait prélevé 77 millions de dollars de la Barbade (38 millions de dollars américains) sur un prêt à terme non renouvelable de 110 millions de dollars de la Barbade (55 millions de dollars américains). Le prêt d’une durée de cinq ans porte intérêt à un taux de 2,05 %.

Entreprises de services publics de gaz naturel et d’infrastructure

Le 5 février 2021, NMGC a procédé à une émission de billets de premier rang d’un capital de 220 millions de dollars américains. L’émission incluait des billets de premier rang de 70 millions de dollars américains qui portent intérêt à un taux de 2,26 % et viennent à échéance le 5 février 2031, des billets de premier rang de 65 millions de dollars américains qui portent intérêt à un taux de 2,51 % et viennent à échéance le 5 février 2036, et des billets de premier rang de 85 millions de dollars américains qui portent intérêt à un taux de 3,34 % et viennent à échéance le 5 février 2051. Le produit de cette émission a été affecté au remboursement d’un billet de 200 millions de dollars américains venant à échéance en 2021, ainsi qu’à d’autres fins générales de la société. Ces billets étaient classés dans la dette à long terme au 31 décembre 2020.

Divers

Le 13 mars 2020, TECO Finance a remboursé un billet de 300 millions de dollars américains arrivé à échéance. Le billet a été remboursé au moyen des facilités de crédit existantes.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

ÉCHÉANCES DE LA DETTE À LONG TERME

Aux 31 décembre, les échéances de la dette à long terme, y compris les obligations en vertu de contrats de location-acquisition, pour chacun des cinq prochains exercices et par la suite sont comme suit :

en millions de dollars canadiens	2021	2022	2023	2024	2025	Par la suite	Total
Emera	– $	– $	500 $	263 $	– $	1 528 $	2 291 $
Emera US Finance LP	955	–	–	–	–	2 546	3 501
Tampa Electric	295	286	–	–	–	2 687	3 268
PGS	59	33	–	–	–	337	429
NMGC	–	–	–	–	–	465	465
NMGI	–	–	–	191	–	–	191
NSPI	–	–	–	291	125	2 540	2 956
EBP	–	–	249	–	–	–	249
ECI	73	88	60	75	101	79	476
Total	1 382 $	407 $	809 $	820 $	226 $	10 182 $	13 826 $

26. OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D’IMMOBILISATIONS

Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations sont surtout liées à la remise en état de terrains sur les sites où se trouvent les installations de turbines à combustion et les centrales thermiques et hydroélectriques de la société, ainsi qu’à l’élimination des biphényles polychlorés dans son matériel de transport et de distribution et à l’emplacement du gazoduc. Certains actifs liés à l’hydroélectricité, au transport et à la distribution peuvent être assortis d’obligations liées à la mise hors service d’immobilisations additionnelles qui ne peuvent être évaluées étant donné que ces actifs devraient être utilisés pendant une période indéterminée, d’où l’impossibilité d’estimer raisonnablement la juste valeur de toute obligation connexe.

La variation des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations pour les exercices clos les 31 décembre est comme suit :

en millions de dollars canadiens	2020	2019
Solde aux 1erjanvier	185 $	205 $
Ajouts	10	–
Passifs réglés1)	(25)	(25)
Charge de désactualisation incluse dans la dotation aux amortissements	9	7
Charge de désactualisation reportée à titre d’actif réglementaire (incluse dans les
immobilisations corporelles)	(3)	–
Divers	1	3
Variation du taux de change	1	(5)
Solde aux 31 décembre	178 $	185 $

1) Tampa Electric produit de la cendre et d’autres sous-produits, collectivement appelés RCC, à ses centrales électriques de Big Bend et Polk. Les baisses des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations en 2020 et en 2019 découlent de la fermeture d’installations de gestion des RCC.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

27. ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS

A. ENGAGEMENTS

Au 31 décembre 2020, les engagements contractuels (sauf les obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite, les débentures convertibles, la dette à long terme et les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations) pour les cinq prochains exercices et au total par la suite se composaient de ce qui suit :

en millions de dollars canadiens	2021	2022	2023	2024	2025	Par la suite	Total
Achat d’électricité1)	231 $	218 $	216 $	218 $	224 $	2 242 $	3 349 $
Transport2)	518	393	339	306	282	2 704	4 542
Projets en immobilisations	394	98	76	–	–	–	568
Combustible, approvisionnement en
gaz et entreposage	494	91	6	1	–	–	592
Conventions de services à long
terme3)	43	41	36	33	34	92	279
Engagements de placements dans
des sociétés satellites4)	–	240	–	–	–	–	240
Contrats de location et autres5)	16	17	16	15	8	118	190
Programme de gestion axée sur la
demande	40	45	–	–	–	–	85
	1 736 $	1 143 $	689 $	573 $	548 $	5 156 $	9 845 $

1) Obligation annuelle d’achat de production d’électricité auprès de producteurs d’électricité indépendants ou d’autres entreprises de services publics en vertu de contrats de durées variables. Comprend un engagement de 149 millions de dollars lié à un contrat de transport de gaz entre PGS et SeaCoast venant à échéance en 2040.

2) Engagements d’achat visant le transport de combustibles et la capacité de transport pour divers pipelines.

3) Entretien du matériel de production, services liés à une centrale et conventions d’exploitation d’installations éoliennes, et gestion impartie des infrastructures en informatique et en communications, et gestion de la végétation.

4) Emera s’est engagée à verser des apports en capital à Labrador-Island Link Limited Partnership.

5) Comprennent les contrats de location simple pour des bâtiments, des terrains, des services de télécommunications et des véhicules sur rail ainsi que les droits de transport et des engagements de placements.

Le 17 mars 2020, Nalcor a annoncé qu’elle avait interrompu les activités de construction au site de Muskrat Falls du fait de la pandémie de COVID-19. En raison des incidences de la COVID-19 sur la réalisation du projet, Nalcor a déclaré des cas de force majeure à l’égard de divers contrats de projets et en a notamment informé officiellement NSPML. Nalcor a réalisé la mise en service initiale du premier des quatre générateurs à Muskrat Falls le 22 septembre 2020 et travaille toujours à la mise en service du projet en 2021.

NSPML prévoit déposer une évaluation finale des coûts auprès de la Régie au début des livraisons d’électricité au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse à partir de Muskrat Falls, ce qui devrait avoir lieu en 2021. Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé la cotisation provisoire de NSPML pour le recouvrement des coûts du lien maritime pour 2021 auprès de NSPI d’environ 172 millions de dollars, sous réserve d’une retenue de garantie de 10 millions de dollars selon des modalités conformes à celles qui ont été approuvées auparavant par la Régie et un report potentiel à long terme d’une dotation aux amortissements pouvant aller jusqu’à 23 millions de dollars, en fonction du début des livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse.

NSPI est tenue par une obligation contractuelle de verser sur une période d’environ 38 ans un montant à NSPML pour l’utilisation du lien maritime, à compter de la date de sa mise en service, soit le 15 janvier 2018. Aux termes du plan de stabilité tarifaire pour les coûts du combustible 2020-2022 de NSPI, les tarifs ont été fixés de façon à inclure le montant approuvé de 145 millions de dollars pour 2020 et les montants de respectivement 164 millions de dollars et 162 millions de dollars pour 2021 et 2022. Le 16 décembre 2020, la Régie a approuvé la cotisation provisoire de 2021 d’environ 172 millions de dollars. Tout écart entre les montants prévus au plan de stabilité tarifaire pour les coûts du combustible de NSPI et ceux approuvés par la Régie dans le cadre de la demande de cotisation provisoire de NSPML sera éliminé au moyen du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible. Le calendrier et les montants dus à NSPML pour le reste de la période d’engagement de 38 ans dépendent des demandes réglementaires déposées auprès de la Régie.

Une fois la centrale hydroélectrique Muskrat Falls et LIL pleinement opérationnels, les ententes commerciales entre Emera et Nalcor nécessiteront des ajustements finaux pour finaliser les obligations d’investissement respectives des parties concernant le lien maritime et LIL.

Emera s’est engagée à obtenir certains droits de transport pour Nalcor Energy, le cas échéant, afin de permettre à Nalcor Energy de transporter l’énergie qui n’est pas autrement utilisée à Terre-Neuve ou en Nouvelle-Écosse. Cette énergie pourrait être acheminée de la Nouvelle-Écosse vers les marchés énergétiques de la Nouvelle-Angleterre à compter de la mise en service initiale de la centrale hydroélectrique de Muskrat Falls et des actifs de transport connexes lorsque Nalcor entreprendra les livraisons au titre du bloc de la Nouvelle-Écosse; les activités de transport se poursuivraient pendant 50 ans. À mesure que les droits de transport sont visés par des contrats, les obligations connexes sont comptabilisées sous le poste «Contrats de location et autres» du tableau ci-dessus.

146

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

B. POURSUITES JUDICIAIRES

TECO Guatemala Holdings («TGH»)

Avant l’acquisition de TECO Energy par Emera en 2016, TGH, une filiale en propriété exclusive de TECO Energy, s’était départie de son placement indirect au Guatemala. En 2013, le tribunal du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (le «tribunal»), saisi de la demande d’arbitrage de TGH contre la République du Guatemala (le «Guatemala») en vertu de l’accord de libre-échange entre la République dominicaine, l’Amérique centrale et les États-Unis, a rendu sa décision arbitrale. L’arbitrage concernait l’allégation de TGH selon laquelle le Guatemala aurait établi injustement le tarif de distribution pour une société de distribution locale, ce qui a nui au placement de TGH dans cette société. Le tribunal a rendu unanimement une conclusion favorable à TGH et a accordé à celle-ci des dommages-intérêts d’environ 21 millions de dollars américains, plus les intérêts, à partir du 21 octobre 2010 à un taux d’intérêt correspondant au taux préférentiel américain majoré de 2 %. Des demandes ultérieures ont entraîné des décisions condamnant le Guatemala à verser des intérêts additionnels et certains coûts à TGH (collectivement, la «première décision»). En novembre 2020, le Guatemala a retiré son appel interjeté devant les tribunaux américains contre l’application de la première décision et a effectué un paiement d’environ 38 millions de dollars américains en règlement complet et final de la première décision. Ce montant a été comptabilisé dans les «Autres produits nets» dans les états des résultats consolidés.

Le 23 septembre 2016, TGH a déposé une nouvelle demande d’arbitrage pour réclamer des dommages-intérêts en plus de ceux accordés par la première décision. Le 13 mai 2020, un second tribunal a condamné le Guatemala à verser à TGH des dommages-intérêts et coûts supplémentaires de plus de 35 millions de dollars américains, plus les intérêts (la «deuxième décision»). TGH a demandé subséquemment un réexamen du montant des intérêts accordés dans le cadre de la deuxième décision. Le 16 octobre 2020, le tribunal a accueilli la demande de TGH d’un montant d’intérêts additionnel, lequel s’élève à environ 2 millions de dollars américains. Le Guatemala a maintenant jusqu’au 16 février 2021 pour demander l’annulation de la deuxième décision devant le tribunal. Jusqu’à maintenant, le montant total de la deuxième décision, avec les intérêts, est d’environ 59 millions de dollars américains. Les résultats à ce jour ne reflètent aucun avantage découlant de la deuxième décision.

Sites visés par un «Superfund» et anciens sites d’usines de gaz manufacturé

TEC, par l’entremise de ses divisions Tampa Electric et PGS, est une partie potentiellement responsable («PPR») à l’égard de certains sites visés par un «Superfund» et, par l’entremise de sa division PGS, à l’égard d’anciens sites d’usines de gaz manufacturé. Bien que la responsabilité solidaire associée à ces sites puisse nécessiter des coûts de réponse élevés, en date du 31 décembre 2020, TEC avait estimé sa responsabilité financière à 22 millions de dollars (17 millions de dollars américains), touchant surtout PGS. Cette estimation se fonde sur l’hypothèse que les autres PPR mises en cause sont des sociétés solvables. Cette somme a été comptabilisée et est principalement reflétée dans le passif à long terme sous le poste «Autres passifs à long terme» du bilan consolidé. Le coût des réparations des dommages causés à l’environnement associé à ces sites devrait être payé sur de nombreuses années.

Les sommes estimées ne représentent que la partie des coûts de nettoyage attribuable à TEC. Les estimations établies pour l’exécution des travaux sont fondées sur l’expérience de TEC dans des travaux similaires, rajustées en fonction des conditions propres au site et des ententes conclues avec les organismes gouvernementaux respectifs. Les estimations sont en dollars courants, elles ne sont pas actualisées et elles ne tiennent pas compte des recouvrements d’assurance.

Dans les cas où d’autres PPR sont mises en cause, la plupart d’entre elles sont jugées actuellement solvables et le demeureront fort probablement pendant toute la durée des travaux de remise en état. Toutefois, dans les cas où elles ne le sont pas, TEC pourrait devoir prendre à sa charge davantage que sa quote-part réelle des coûts de remise en état qui lui a été attribuée. Parmi les autres facteurs pouvant avoir une incidence sur les estimations figurent d’autres vérifications et enquêtes pouvant élargir l’étendue des activités de nettoyage, d’autres responsabilités pouvant découler des activités de nettoyage elles-mêmes ou la modification de lois ou de règlements pouvant nécessiter d’autres travaux de remise en état. Selon la réglementation en vigueur, ces coûts sont récupérables par l’entremise des tarifs imposés aux abonnés qui ont été établis dans le cadre de décisions ultérieures concernant les tarifs de base.

Emera Maine

Le 24 mars 2020, la société a conclu la vente d’Emera Maine. Emera n’a plus d’obligations à remplir dans le cadre des poursuites judiciaires présentées à la note 26 des états financiers consolidés audités annuels de 2019 d’Emera. Aucune nouvelle provision ou provision supplémentaire n’a été constituée en 2020 à l’égard des quatre plaintes déposées auprès de la FERC.

Autres poursuites judiciaires

Emera et ses filiales peuvent être parties, de temps à autre, à des poursuites judiciaires, des réclamations et des litiges qui surviennent dans le cours normal des activités et qui, de l’avis de la société, ne devraient raisonnablement pas avoir une incidence négative importante sur sa situation financière.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

147

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

C. PRINCIPAUX RISQUES FINANCIERS ET INCERTITUDES

Emera est d’avis que les principaux risques financiers suivants pourraient avoir une incidence importante sur le cours normal des activités de la société. Il est question des risques associés aux instruments dérivés et de l’évaluation à la juste valeur dans les notes 15 et 16.

L’application de saines pratiques de gestion des risques est une activité essentielle pour exploiter la société de façon efficace et pour réaliser sa stratégie avec succès. Emera a un processus de gestion des risques en place à l’échelle de la société qui est suivi de près par le conseil d’administration afin d’assurer l’application d’une méthode uniforme et cohérente en matière de gestion des risques.

Risque de santé publique

L’éclosion d’une maladie infectieuse ou l’apparition d’une pandémie ou d’une menace semblable à la santé publique, comme la pandémie de COVID-19, ou la crainte que l’une ou l’autre de ces situations ne se produise, pourrait avoir une incidence défavorable sur la société et entraîner notamment des retards et perturbations à l’égard des activités d’exploitation, de la chaîne d’approvisionnement et du développement de projets, une pénurie de main-d’œuvre et des fermetures (en particulier en raison de mesures imposées par le gouvernement, notamment en matière de prévention), ce qui pourrait nuire aux activités d’exploitation de la société.

Des changements défavorables dans la conjoncture économique et les conditions des marchés en général découlant d’une menace à la santé publique pourraient avoir une incidence négative sur la demande d’électricité et de gaz naturel, les produits, les coûts d’exploitation, le calendrier et le montant des dépenses en immobilisations, les résultats des mesures de financement ou le risque de crédit et le risque de contrepartie, ce qui pourrait nuire considérablement aux activités de la société.

L’évolution de la pandémie de COVID-19 et son incidence future sur la société sont incertaines. La société met en œuvre des plans d’urgence en cas de pandémie et pour assurer la continuité de l’ensemble de ses activités d’exploitation afin de gérer et d’atténuer l’incidence d’un pareil risque à la santé publique. La santé et la sécurité des employés et des clients demeurent la priorité absolue de la société.

Risque de change

La Société est exposée aux variations des taux de change. Emera exerce ses activités à l’échelle internationale, et réalise une part croissante de son bénéfice net ajusté à l’extérieur du Canada. C’est pourquoi la société est exposée à des variations des taux de change entre le dollar canadien et, notamment, le dollar américain, qui pourraient avoir une incidence favorable ou défavorable sur ses résultats.

Conformément à ses politiques en matière de gestion des risques, Emera gère le risque de change en utilisant la dette libellée en dollars américains pour financer ses activités aux États-Unis et peut recourir à des dérivés de change afin de couvrir certaines transactions spécifiques et l’exposition de ses bénéfices. La société peut conclure des contrats de change à terme et des swaps sur devises pour limiter son exposition à certaines opérations en devises comme les achats de combustible, les flux de produits d’exploitation et les dépenses en immobilisations, ainsi qu’à son bénéfice net généré à l’extérieur du Canada. Le cadre réglementaire pour les filiales à tarifs réglementés de la société permet de recouvrer les coûts prudemment engagés, y compris le change.

La société n’utilise pas d’instruments financiers dérivés à des fins de négociation ou de spéculation de devises, ou pour couvrir la valeur de ses placements dans des filiales étrangères. Les gains et pertes de change sur les placements nets dans des filiales étrangères n’ont aucune incidence sur le bénéfice net puisqu’ils sont comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu.

Risque lié à la liquidité et aux marchés financiers

Le risque de liquidité s’entend du risque qu’Emera ne dispose pas des fonds suffisants pour s’acquitter de ses obligations financières. Emera gère ce risque en établissant régulièrement des prévisions de ses besoins de trésorerie afin de déterminer si elle dispose de liquidités suffisantes. Les besoins de liquidités et de capitaux d’Emera pourraient être financés au moyen de flux de trésorerie générés en interne, de ventes d’actifs, de facilités de crédit à court terme et de capitaux obtenus sur les marchés financiers. La société estime que ses sources de financement seront plus que suffisantes pour combler ses besoins en capitaux.

L’accès aux capitaux et les coûts d’emprunt d’Emera sont assujettis à plusieurs facteurs de risque, notamment la conjoncture des marchés financiers, les perturbations des marchés et les notes de crédit accordées par les agences de notation. Les perturbations des marchés financiers pourraient empêcher Emera d’émettre de nouveaux titres, ou la contraindre à en émettre selon des modalités peu avantageuses. Le plan de croissance d’Emera nécessite des investissements importants dans les immobilisations corporelles et le risque de variation des taux d’intérêt pourrait avoir une incidence négative sur le coût du financement. L’incapacité à mobiliser des capitaux à un coût raisonnable pourrait avoir une incidence importante sur la capacité d’Emera de financer son plan de croissance. Il est possible que l’accès aux capitaux et les coûts d’emprunt futurs de la société subissent l’incidence de diverses perturbations des marchés, notamment celles liées aux menaces à la santé publique, comme la pandémie de COVID-19.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera est exposée à un risque financier lié aux variations de ses notes de crédit. Les agences de notation évaluent divers facteurs pour déterminer les notes de crédit, y compris le cadre opérationnel et réglementaire de la société, sa capacité de recouvrer des coûts et de dégager un rendement, sa diversification, son effet de levier, ses liquidités et son exposition accrue aux effets des changements climatiques, y compris la hausse de la fréquence et de la gravité des ouragans et d’autres phénomènes météorologiques extrêmes. Une diminution de note de crédit pourrait se traduire par une hausse des taux d’intérêt sur les emprunts futurs, par une augmentation des coûts d’emprunt au titre de certaines facilités de crédit existantes ou par un accès restreint au marché des papiers commerciaux, ou encore limiter la disponibilité des sources de crédit adéquates afin de financer les activités de ses filiales. Pour certains instruments dérivés, si les notes de crédit de la société étaient abaissées sous le niveau de première qualité, il se pourrait que la société doive donner en garantie la valeur intégrale de ces positions de passif net. Emera gère ces risques en effectuant activement un suivi et en assurant la gestion des mesures financières clés dans l’objectif de maintenir des notes de crédit de première qualité.

La société est exposée au cours de ses actions ordinaires en raison de l’émission de diverses formes de rémunération à base d’actions qui touchent le bénéfice du fait de la réévaluation des actions en circulation chaque période. La société utilise des dérivés sur actions afin de réduire la volatilité du bénéfice découlant de la rémunération à base d’actions.

Risque de taux d’intérêt

Emera a recours à un financement par emprunts à taux fixe et à taux variable pour ses activités d’exploitation et ses dépenses en immobilisations qui donne lieu à un risque de taux d’intérêt. Elle s’efforce de gérer le risque de taux d’intérêt au moyen d’un portefeuille comportant des emprunts à taux fixe et à taux variable dont les échéances sont décalées. La société émettra, de temps à autre, des titres de créance à long terme ou conclura des contrats de couverture de taux d’intérêt pour limiter son risque lié aux fluctuations des taux d’intérêt variables sur sa dette. Il est possible que les taux d’intérêt subissent l’incidence des perturbations des marchés liées aux menaces à la santé publique, notamment la pandémie de COVID-19.

Pour les filiales réglementées d’Emera, le coût de la dette est un élément des tarifs et les coûts de la dette prudemment engagés sont recouvrés auprès des clients. Les taux du rendement des fonds propres réglementaires suivent généralement l’évolution des taux d’intérêt, de sorte qu’ils baissent habituellement lorsque les taux d’intérêt baissent et augmentent lorsque les taux d’intérêt grimpent, bien que ces variations ne soient pas directement identiques et qu’elles surviennent avec un certain décalage en raison du processus réglementaire. Une hausse des taux d’intérêt pourrait également nuire à la viabilité économique des projets d’aménagement et d’acquisition.

Risque lié aux prix des produits de base

L’approvisionnement de la société en combustible utilitaire est exposé au risque lié aux prix des produits de base. En outre, Emera Energy est exposée au risque lié aux prix des produits de base dans son portefeuille de contrats et d’ententes sur produits de base.

Pour gérer ce risque, la société a établi des processus et des pratiques pour repérer, surveiller, communiquer et atténuer les risques qu’elle court. La société s’appuie sur l’ensemble de ses ententes commerciales, y compris une combinaison de contrats d’approvisionnement et d’achat, d’ententes de gestion d’actifs, d’ententes de transport par gazoduc et d’instruments financiers de couverture, afin de gérer et d’atténuer ce risque. En outre, la société s’appuie sur ses politiques en matière de crédit, ses évaluations de la solvabilité des contreparties, la communication des positions sur le marché et des positions de crédit et ses autres pratiques de gestion et de communication des risques pour gérer et atténuer ce risque.

Services publics à tarifs réglementés

Une part importante du combustible utilitaire de la société provient de fournisseurs internationaux et peut donc subir l’incidence de la situation qui prévaut à l’échelle mondiale, notamment pour ce qui est de la fiabilité des livraisons et des prix, peu importe les modalités fixées par ces contrats. La société s’efforce de gérer ce risque en recourant à des instruments financiers de couverture et en concluant des contrats prévoyant la livraison, ainsi qu’au moyen de protections contractuelles avec des contreparties, lorsque cela est possible.

La majorité des entreprises de services publics à tarifs réglementés d’Emera ont adopté et mis en œuvre des mécanismes de rajustement attribuable au prix du combustible qui ont permis de mieux gérer le risque lié aux prix des produits de base, le cadre réglementaire pour les filiales à tarifs réglementés de la société permettant le recouvrement des coûts prudemment engagés.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Activités de commercialisation et de négociation d’Emera Energy

Emera Energy a pris d’autres mesures pour gérer le risque lié aux produits de base. La majeure partie du portefeuille de contrats de commercialisation et de négociation d’électricité et de gaz naturel d’Emera, et plus particulièrement ses ententes liées à la gestion d’actifs de gaz naturel, se compose de contrats successifs, ce qui lui évite d’avoir toute position acheteur ou vendeur importante sur des produits de base. Toutefois, ce portefeuille est exposé au risque lié aux prix des produits de base, particulièrement en ce qui concerne les différentiels de points de base entre les marchés pertinents, en cas de problème d’exploitation ou de défaut d’une contrepartie.

Emera utilise un certain nombre de contrôles et de méthodes afin d’évaluer son exposition au risque lié aux prix des produits de base, dont la méthode de la valeur à risque («VAR»), qui lui permet d’estimer la perte qu’elle pourrait subir par suite de l’exposition à certains risques. La VAR correspond à la variation estimée de la juste valeur qui pourrait survenir advenant un changement de facteurs du marché, selon un certain intervalle de confiance, si un instrument financier ou un portefeuille était détenu pendant une période donnée. Le calcul de la VAR sert à quantifier l’exposition de la société au risque de marché lié aux produits de base, tout particulièrement en ce qui a trait à ses positions sur des contrats relatifs au gaz naturel et à l’électricité.

Risque lié à l’impôt

Des modifications à la législation fiscale au Canada, aux États-Unis et dans les Caraïbes ont une incidence sur le calcul de la provision pour impôts sur les bénéfices de la société. Ces modifications pourraient influer sur les résultats futurs, les flux de trésorerie et la situation financière de la société. La valeur des actifs et des passifs d’impôts reportés existants d’Emera est déterminée par les lois fiscales en vigueur et pourrait être touchée de façon défavorable par la modification de ces lois. Emera surveille la valeur des lois fiscales en vigueur afin d’assurer que les changements touchant la société sont bien reflétés dans les déclarations d’impôts et les résultats financiers de la société.

D. GARANTIES ET LETTRES DE CRÉDIT

Emera a en cours des garanties et des lettres de crédit au nom de tiers. Les garanties et lettres de crédit importantes qui suivent ne sont pas comprises dans les bilans consolidés au 31 décembre 2020 :

TECO Energy a émis une garantie relativement au respect des obligations de SeaCoast en vertu d’une entente préalable de transport de gaz. La garantie couvre un montant maximal potentiel de 45 millions de dollars américains dans l’éventualité où SeaCoast manquait à ses obligations de paiement ou de prestation en vertu de l’entente. La garantie expire cinq ans après la date d’expiration de l’entente préalable de transport de gaz, soit le 1[er] janvier 2022. Si les notes de crédit non garanties de premier rang à long terme de TECO Energy et d’Emera sont abaissées en deçà d’une note de première qualité par Moody’s ou S&P, TECO Energy devra fournir à sa contrepartie une lettre de crédit ou effectuer un dépôt au comptant de 27 millions de dollars américains.

Emera Inc. a accordé une garantie d’un montant maximal de 35 millions de dollars américains à l’égard des billets en cours de GBPC. La garantie à l’égard des billets viendra à échéance en mai 2023.

En 2020, NSPI a accordé des garanties d’un montant de 18 millions de dollars américains pour le compte de sa filiale, NS Power Energy Marketing Incorporate, afin de garantir ses obligations aux termes des contrats d’achat conclus avec des fournisseurs tiers. Les garanties ont diverses durées et seront renouvelées au besoin.

La société a émis des lettres de crédit et des cautionnements d’un montant de 55 millions de dollars américains (82 millions de dollars américains au 31 décembre 2019) à l’intention de tiers qui ont consenti du crédit à Emera et à ses filiales. En général, ces lettres de crédit et cautionnements ont une durée de un an et sont renouvelés annuellement, au besoin.

Emera Inc., au nom de NSPI, a émis une lettre de crédit visant à garantir des obligations en vertu d’un régime de retraite complémentaire. La date d’échéance de cette lettre de crédit a été reportée à juin 2021. Le montant engagé aux termes de cette lettre était de 63 millions de dollars au 31 décembre 2020 (52 millions de dollars au 31 décembre 2019).

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Ententes de collaboration

Pour les exercices clos les 31 décembre 2020 et 2019, la société a répertorié les ententes de collaboration importantes suivantes :

Par l’intermédiaire de NSPI, la société participe à trois projets d’énergie éolienne en Nouvelle-Écosse. Le pourcentage d’actifs du projet éolien détenu est fondé sur la valeur relative des actifs de chaque partie associée au projet par rapport au total des actifs relatifs au projet. NSPI est tenue en vertu de CAÉ d’acheter en totalité la production nette du projet et, par conséquent, sa quote-part nette au titre des produits est comptabilisée dans le combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité. La tranche des charges d’exploitation de NSPI est comptabilisée dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales. En 2020, NSPI a comptabilisé une charge nette de 19 millions de dollars (19 millions de dollars en 2019) au titre du combustible réglementé pour la production et l’achat d’électricité et de 3 millions de dollars (3 millions de dollars en 2019) au titre des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales.

28. ACTIONS PRIVILÉGIÉES CUMULATIVES

Autorisées :

Nombre illimité d’actions privilégiées de premier rang, pouvant être émises en série.

Nombre illimité d’actions privilégiées de deuxième rang, pouvant être émises en série.

			31	décembre2020		31 décembre2019
	Dividende annuel	Prix de rachat	Émises et	Produit	Émises et	Produit
	par action	par action	en circulation	net	en circulation	net
Série A	0,6388 $	25,00 $	4 866 814	95 $	3 864 636	95 $
Série B	Variable	25,00 $	1 133 186	52 $	2 135 364	52 $
Série C	1,1802 $	25,00 $	10 000 000	245 $	10 000 000	245 $
Série E	1,1250 $	25,75 $	5 000 000	122 $	5 000 000	122 $
Série F	1,0625 $	25,00 $	8 000 000	195 $	8 000 000	195 $
Série H	1,2250 $	25,00 $	12 000 000	295 $	12 000 000	295 $
Total			41 000 000	1 004 $	41 000 000	1 004 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

151

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les caractéristiques des actions privilégiées de premier rang :

			Taux de
			rajustement			Droit de
	Rendement	Dividende	minimum du	Date d’option de rachat		convertir à
	initial	annuel actuel	dividende	ou de conversion	Valeur de rachat	raison de une
Actionsprivilégiées depremier rang1), 2)	(%)	($)	(%)	laplus rapprochée	($)	pour une
Taux fixe rajusté3), 4)
Série A5), 6)	4,400	0,5456	1,84	15 août 2025	25,00	Série B
Série C	4,100	1,1802	2,65	15 août 2023	25,00	Série D
Série F7), 8)	4,202	1,0505	2,63	15 février 2025	25,00	Série G
Taux rajusté limité par un taux
plancher3), 4)
Série B9)	2,393	Variable	1,84	15 août 2025	25,00	Série A
Série H	4,900	1,2250	4,90	15 août 2023	25,00	Série I
Taux fixe perpétuel
Série10)	4,500	1,1250			25,75

1) Les porteurs d’actions sont admissibles à un dividende cumulatif en espèces à taux fixe ou variable, une fois qu’il est déclaré par le conseil d’administration.
2) À compter de dates de rachat précisées, la société peut choisir de racheter, au comptant, les actions privilégiées de premier rang en circulation, en totalité ou en partie, à la valeur de rachat par action précisée, majorée de tous les dividendes déclarés et impayés avant les dates fixées pour le rachat.
3) À la date d’option de rachat ou de conversion, le dividende annuel rajusté par action sera déterminé en multipliant le prix de l’action, soit 25,00 $, par le taux de dividende annuel fixe ou variable, soit le rendement des obligations du Canada à cinq ans à la date de rajustement applicable pour les actions des séries A, C, F et H, majoré du taux de rajustement du dividende applicable (le taux de rajustement annuel des actions de série H doit être d’au moins 4,90 %) et, pour les actions de série B, le taux des bons du Trésor du gouvernement en vigueur à la date du rajustement, majoré de 1,84 %.
4) À chaque date d’option de conversion, les porteurs auront le droit, sous réserve de certaines conditions, de convertir une partie ou la totalité de leurs actions en un nombre égal d’actions privilégiées cumulatives rachetables de premier rang d’une certaine série. La société a le droit de racheter les actions privilégiées en circulation de série D, de série G et de série I sans le consentement des porteurs tous les cinq ans par la suite, en totalité ou en partie, en versant un montant au comptant de 25,00 $ l’action, majoré de tous les dividendes déclarés et impayés avant la date fixée pour le rachat, et de 25,50 $ l’action, majoré de tous les dividendes déclarés et impayés avant la date fixée pour le rachat dans le cas des rachats à toute autre date postérieure aux 15 août 2023, 15 février 2020 et 15 août 2023, respectivement. Le taux de dividende trimestriel rajusté des actions de série I correspond à la somme du taux des bons du Trésor à la date de rachat, majoré de 2,54 %.
5) Le dividende annuel fixe par action pour les actions privilégiées de premier rang de série A a été rajusté, passant de 0,6388 $ à 0,5456 $ pour la période de cinq ans débutant le 15 août 2020, inclusivement.
6) Le 9 juillet 2020, Emera a annoncé qu’elle ne procéderait pas au rachat des actions privilégiées à taux fixe rajusté cumulatif de série A ou des actions privilégiées de premier rang à taux variable cumulatif de série B. Le 17 août 2020, Emera a annoncé que 128 610 de ses 3 864 636 actions de série A émises et en circulation avaient été déposées aux fins de conversion en actions de série B et 1 130 788 de ses 2 135 364 actions de série B émises et en circulation avaient été déposées aux fins de conversion en actions de série A, toutes à raison de une contre une. Par suite de la conversion, Emera détient 4 866 814 actions de série A et 1 133 186 actions de série B émises et en circulation.
7) Le 7 janvier 2020, Emera a annoncé qu’elle ne procéderait pas au rachat des 8 000 000 d’actions privilégiées de premier rang à taux fixe rajusté cumulatif de série F. Les porteurs d’actions de série F ont le droit, à leur gré, de convertir une partie ou la totalité de leurs actions de série F, à raison de une contre une, en actions privilégiées de premier rang à taux variable cumulatif de série G de la société en date du 15 février 2020, ou de conserver leurs actions de série F. Le 6 février 2020, compte tenu de tous les avis de conversion qu’elle a reçus des porteurs, Emera a annoncé qu’aucune action privilégiée de premier rang de série F ne serait convertie en action privilégiée de premier rang à taux variable cumulatif de série G.
8) Le dividende annuel fixe par action pour les actions privilégiées de premier rang de série F a été rajusté, passant de 1,0625 $ à 1,0505 $ pour la période de cinq ans débutant le 15 février 2020, inclusivement.
9) Emera a annoncé un taux de dividende de 2,021 % sur les actions de série B, pour la période de trois mois qui a commencé le 15 août 2020 et s’est terminée le 14 novembre 2020, inclusivement (0,1274 $ par action de série B pour le trimestre).
10) Les actions privilégiées de premier rang de série E sont rachetables à un montant de 25,75 $ jusqu’au 15 août 2020, diminuant de 0,25 $ chaque exercice jusqu’au 15 août 2022 pour s’établir à 25,00 $ l’action par la suite.

Les actions privilégiées de premier rang ne sont assorties d’aucune date de rachat obligatoire et ne sont pas rachetables au gré du porteur. Elles sont classées à titre d’instruments de capitaux propres. Les dividendes qui en découlent sont soustraits dans les états des résultats consolidés afin de dégager le «bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires», et sont présentés dans les états des variations des capitaux propres consolidés en diminution des bénéfices non répartis.

Les actions privilégiées de premier rang de toutes les séries sont de rang égal avec les actions privilégiées de deuxième rang, les actions ordinaires et les autres actions qui leur sont subordonnées, et peuvent avoir priorité sur celles-ci pour ce qui est du paiement des dividendes et de la distribution des biens et actifs résiduels ou du rendement du capital de la société en cas de liquidation ou de dissolution, qu’elle soit volontaire ou non.

Si la société ne parvient pas à verser, en tout, huit dividendes trimestriels sur l’une ou l’autre des séries d’actions privilégiées de premier rang, les porteurs d’actions privilégiées de premier rang, tant que les dividendes demeurent arriérés, auront le droit de participer à l’assemblée des actionnaires de la société à laquelle les administrateurs doivent être élus et de voter pour l’élection de deux administrateurs sur le nombre total d’administrateurs élus à cette assemblée.

152

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

29. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE DANS LES FILIALES

Aux	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Actions privilégiées de GBPC	14 $	14 $
Domlec	20	21
	34 $	35 $

ACTIONS PRIVILÉGIÉES DE GBPC

Autorisées :

10 000 actions privilégiées variables perpétuelles rachetables à dividende cumulatif sans droit de vote.

		2020		2019
	Nombre	En millions	Nombre	En millions
Émises et en circulation	d’actions	de dollars	d’actions	de dollars
En circulation aux 31 décembre	10 000	14 $	10 000	14 $

ACTIONS PRIVILÉGIÉES VARIABLES PERPÉTUELLES RACHETABLES À DIVIDENDE CUMULATIF SANS DROIT DE VOTE DE GBPC

Les actions privilégiées peuvent être rachetées par GBPC après le 17 juin 2021, au prix de 1 000 dollars bahaméens l’action, plus les dividendes accumulés et non versés, et donnent droit à des dividendes privilégiés cumulatifs à taux fixe de 6,0 % par année qui sont payables semestriellement.

Les actions privilégiées sont d’un rang inférieur aux titres de créance garantis et non garantis actuels et futurs de GBPC et d’un rang supérieur à toutes les actions ordinaires actuelles et futures de GBPC.

30. INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES SUR LES ÉTATS DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS

CONSOLIDÉS
Pour les	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2020	2019
Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement :
Stocks	6 $	(19) $
Débiteurs et autres actifs à court terme	187	154
Créditeurs	55	(137)
Autrespassifs à court terme	(31)	(71)
Total des éléments hors caisse du fonds de roulement	217 $	(73) $
Information supplémentaire sur la trésoreriepayée(reçue) :
Intérêts	679 $	750 $
Impôts sur les bénéfices	(148) $	(107) $
Information supplémentaire sur les activités sans effet sur la trésorerie :
Dividendes sur actions ordinaires réinvestis	199 $	187 $
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an reclassée dans la dette à long terme	256 $	– $
Augmentation des montants àpayer au titre des dépenses en immobilisations	17 $	33 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

153

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

31. RÉMUNÉRATION À BASE D’ACTIONS

RÉGIME D’ACHAT D’ACTIONS ORDINAIRES À L’INTENTION DES EMPLOYÉS ET RÉGIME D’ACHAT D’ACTIONS ET DE RÉINVESTISSEMENT DES DIVIDENDES À L’INTENTION DES PORTEURS D’ACTIONS ORDINAIRES

Tous les employés admissibles peuvent participer au régime d’achat d’actions ordinaires d’Emera. Au 31 décembre 2020, les employés pouvaient faire des cotisations au comptant à partir d’un minimum de 25 $ jusqu’à un maximum de 20 000 dollars canadiens ou 15 000 dollars américains par année pour acheter des actions ordinaires d’Emera aux termes du régime. La société fait aussi des cotisations au régime qui équivalent à 20 % des cotisations des employés.

Le régime permet aux participants de réinvestir leurs dividendes, sauf si la loi l’interdit. Un total maximal de 7 millions d’actions ordinaires d’Emera (4 millions d’actions ordinaires en 2019) est réservé à des fins d’émission en vertu de ce régime. Au 31 décembre 2020, Emera respectait cette exigence.

Le coût lié à la rémunération au titre des actions émises par Emera pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 en vertu du régime d’achat d’actions ordinaires à l’intention des employés s’est élevé à 2 millions de dollars (1 million de dollars en 2019) et est inclus dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales dans les états des résultats consolidés.

La société compte également un régime d’achat d’actions et de réinvestissement des dividendes à l’intention des porteurs d’actions ordinaires (le «régime de réinvestissement des dividendes»), ce qui permet aux porteurs d’actions ordinaires de réinvestir des dividendes et d’acheter des actions ordinaires. Le régime offre une remise pouvant atteindre 5 % du cours moyen des actions ordinaires d’Emera pour les actions ordinaires achetées pour réinvestir les dividendes en espèces. La remise a été de 2 % en 2020. La remise est passée de 5 % à 2 % à compter du dividende qui a été payé le 15 août 2019.

RÉGIMES DE RÉMUNÉRATION À BASE D’ACTIONS

Régime d’options sur actions

La société a un régime d’options sur actions en vertu duquel des options sont attribuées à des dirigeants de la société, pour une durée maximale de dix ans. Le prix de l’option sur actions correspond au cours de clôture des actions le jour précédant celui où l’option est attribuée. Un nombre total maximal de 11,7 millions d’actions peuvent être émises en vertu de ce régime. Au 31 décembre 2020, Emera respectait cette exigence.

Les droits rattachés aux options sur actions s’acquièrent à raison de 25 % aux premier, deuxième, troisième et quatrième anniversaires de l’attribution. Si une option n’est pas exercée dans une période de dix ans, elle vient à échéance, et le porteur de l’option perd les droits qui y sont rattachés. Le porteur de l’option n’a pas de droit à titre d’actionnaire tant que l’option n’est pas exercée et que les actions ne sont pas émises. Le nombre total d’actions visées par les options attribuées à un porteur ne doit pas dépasser 5 % des actions ordinaires émises et en circulation à la date d’attribution de l’option.

À moins qu’une option sur actions ne soit arrivée à échéance, les options comportant des droits acquis peuvent être exercées jusqu’à 24 mois suivant la date du départ à la retraite ou de cessation d’emploi du porteur de l’option pour d’autres raisons qu’un motif valable, et dans les six mois suivant la date de cessation d’emploi pour motif valable, de la démission ou du décès. Si les options sur actions ne sont pas exercées au cours de cette période, elles arrivent à échéance.

La société utilise le modèle de Black et Scholes pour estimer la charge de rémunération à base d’actions qu’elle comptabilise selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la période d’acquisition des droits.

Le tableau suivant présente la juste valeur moyenne pondérée par option sur actions ainsi que les hypothèses prises en considération dans les modèles d’évaluation des options attribuées pour les exercices clos les 31 décembre :

	2020	2019
Juste valeur moyenne pondérée par option	3,58 $	2,41 $
Durée prévue1)	5 ans	6 ans
Taux d’intérêt sans risque2)	1,33 %	1,82 %
Rendement prévu de l’action3)	4,09 %	5,10 %
Volatilitéprévue4)	14,10 %	14,32 %

1) La durée prévue des options attribuées est calculée d’après les données historiques relatives à l’exercice des options et représente la période pendant laquelle les options devraient être en cours.
2) Repose sur les rendements des obligations gouvernementales à cinq ans publiés par la Banque du Canada.
3) Compte tenu des taux de dividendes actuels et des tendances historiques au titre de l’accroissement des dividendes.
4) Estimée à l’aide de données historiques relatives à la volatilité sur cinq ans.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le tableau suivant présente l’information liée aux options sur actions pour 2020 :

			Options dont les	droits ne sont
	Total des	options	pas acquis1)
		Prix		Juste valeur
		d’exercice		moyenne
		moyen		pondérée à
	Nombre	pondéré	Nombre	la date
	d’options	par action	d’options	d’attribution
En cours au 31 décembre 2019	2 286 550	43,31 $	1 549 025	2,22 $
Attribuées	501 900	60,03	501 900	3,58
Exercées	(417 968)	44,74	s. o.	s. o.
Acquises	s. o.	s. o.	(654 375)	2,32
Frappées d’extinction	(102 700)	45,94	(102 700)	2,33
Options en cours au 31 décembre 2020	2 267 782	46,62 $	1 293 850	2,69 $
Options pouvant être exercées au 31 décembre 20202), 3)	973 932	42,08 $

1) Au 31 décembre 2020, il y avait un montant de 2 millions de dollars au titre de la rémunération non comptabilisée lié aux options sur actions dont les droits n’avaient pas encore été acquis et qui devrait être comptabilisé au cours d’une période moyenne pondérée d’environ 3 ans (2 millions de dollars et 2 ans en 2019).
2) Au 31 décembre 2020, la moyenne pondérée pour la durée résiduelle des options dont les droits avaient été acquis était de 6 ans, la valeur intrinsèque totale s’élevant à 12 millions de dollars (11 millions de dollars et 6 ans en 2019).
3) Au 31 décembre 2020, la juste valeur des options dont les droits avaient été acquis au cours de l’exercice était de 2 millions de dollars (2 millions de dollars en 2019).

Le coût de rémunération comptabilisé au titre des options sur actions pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est de 1 million de dollars (1 million de dollars en 2019), et il est inclus dans les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales aux états des résultats consolidés.

Au 31 décembre 2020, la somme reçue à la suite de l’exercice d’options s’est élevée à 19 millions de dollars (97 millions de dollars en 2019). La valeur intrinsèque totale des options exercées pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 était de 6 millions de dollars (32 millions de dollars en 2019). La fourchette des prix d’exercice des options en cours au 31 décembre 2020 allait de 32,06 $ à 60,03 $ (de 32,06 $ à 46,39 $ en 2019).

RÉGIMES D’UNITÉS D’ACTIONS

La société offre un régime d’unités d’actions différées, un régime d’unités d’actions liées au rendement et un régime d’unités d’actions incessibles, et les passifs au titre de ces régimes sont évalués à la valeur de marché à la clôture de chaque période en fonction du cours moyen de l’action ordinaire à la clôture de la période.

Régimes d’unités d’actions différées

Dans le cadre du régime d’unités d’actions différées pour les administrateurs, les administrateurs de la société peuvent choisir de se faire verser la totalité ou une partie de leur rémunération en unités d’actions différées plutôt qu’au comptant, sous réserve de l’exigence de recevoir une tranche minimale de leurs honoraires annuels sous forme d’unités d’actions différées. La rémunération des administrateurs est versée trimestriellement et, au moment d’être versée, le montant applicable est converti en unités d’actions différées. Une unité d’action différée a une valeur correspondante à celle de une action ordinaire d’Emera. Lorsqu’un dividende est versé sur les actions ordinaires d’Emera, des unités d’actions différées supplémentaires sont portées au crédit du compte de l’administrateur. Ces unités d’actions différées ne peuvent être rachetées au comptant que lorsque l’administrateur prend sa retraite, démissionne ou quitte le conseil. La valeur de rachat au comptant d’une unité d’action différée est égale à la valeur du marché d’une action ordinaire au moment du rachat, conformément au régime. En cas de départ à la retraite ou de démission d’un administrateur, la valeur des unités d’actions différées attribuées au compte de celui-ci est calculée en multipliant le nombre de ces mêmes unités attribuées à son compte par le cours de clôture des actions ordinaires d’Emera à la date du rachat des unités d’actions différées.

Dans le cadre du régime d’unités d’actions différées pour les dirigeants, tous les participants peuvent choisir de reporter la totalité ou un pourcentage des primes de rendement annuelles auxquelles ils ont droit sous forme d’unités d’actions différées, sachant que, dans le cas des participants assujettis aux lignes directrices sur l’actionnariat, au moins 50 % de la valeur de la prime annuelle réelle à laquelle ils ont droit (25 % durant la première année du programme) sera payable sous forme de ces unités d’actions différées tant qu’ils n’auront pas satisfait aux lignes directrices applicables.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Au moment de calculer les primes devant être versées, le montant choisi par un participant est converti en unités d’actions différées dont la valeur est égale au prix du marché d’une action ordinaire d’Emera. Lorsqu’un dividende est versé sur des actions ordinaires d’Emera, des unités d’actions différées supplémentaires dont la valeur correspond aux dividendes versés sur un nombre équivalent d’actions ordinaires d’Emera sont attribuées au compte d’unités d’actions différées de chaque participant. Par suite de la cessation d’emploi ou du départ à la retraite d’un participant, la valeur des unités d’actions différées attribuées au compte du participant est calculée, au plus tard le 15 décembre de l’année civile suivant la cessation d’emploi ou la retraite du participant, en multipliant le nombre d’unités d’actions différées comprises dans le compte de ce participant par le cours de clôture moyen d’une action d’Emera pendant les 50 jours de Bourse précédant une date de calcul donnée. En général, les paiements sont faits au comptant. Les paiements peuvent être faits sous forme d’actions réelles, à la discrétion exclusive du comité de gestion des ressources et de rémunération («CGRR»).

De plus, des unités d’actions différées peuvent à l’occasion être attribuées par le CGRR à certains dirigeants en reconnaissance de réalisations exceptionnelles ou de l’atteinte de certains objectifs de l’entreprise.

Un résumé des activités relatives aux unités d’actions différées attribuées aux employés et aux administrateurs pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est présenté dans le tableau suivant :

	Unités	Juste valeur		Juste valeur
	d’actions	moyenne	Unités d’actions	moyenne
	différées	pondérée	différées	pondérée
	attribuées aux	à la date	attribuées aux	à la date
	employés	d’attribution	administrateurs	d’attribution
En cours au 31 décembre 2019	704 597	34,69 $	531 454	39,96 $
Attribuées, y compris le régime de réinvestissement des dividendes	84 790	47,74	93 008	51,65
Frappées d’extinction	(127 389)	30,50	(33 338)	41,89
En cours et pouvant être exercées au 31 décembre 2020	661 998	37,17 $	591 124	41,69 $

La charge de rémunération comptabilisée au titre des unités d’actions différées attribuées aux employés et aux administrateurs pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 s’est établie à 2 millions de dollars (24 millions de dollars en 2019). Les économies fiscales liées à cette charge de rémunération pour les unités d’actions réalisées pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 ont totalisé 1 million de dollars (7 millions de dollars en 2019). La valeur intrinsèque globale des actions en circulation attribuées aux employés pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est de 36 millions de dollars (40 millions de dollars en 2019). La valeur intrinsèque globale des actions en circulation attribuées aux administrateurs pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est de 32 millions de dollars (30 millions de dollars en 2019). Les paiements au comptant effectués au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020 relativement au régime d’unités d’actions différées ont totalisé 11 millions de dollars (22 millions de dollars en 2019).

Régime d’unités d’actions liées au rendement

En vertu du régime d’unités d’actions liées au rendement, certains dirigeants et cadres supérieurs peuvent choisir que leur rémunération incitative à long terme soit versée dans ce régime. Les unités d’actions liées au rendement sont attribuées chaque année selon des cycles de rendement de trois ans se chevauchant, ce qui donne lieu à un paiement au comptant, ainsi qu’en fonction du cours de clôture moyen de l’action d’Emera pendant les 50 jours de Bourse précédant une date d’attribution donnée. Des équivalents de dividendes sont attribués et versés sous forme d’unités d’actions liées au rendement additionnelles. La valeur des unités d’actions liées au rendement varie selon le cours des actions ordinaires et le rendement d’Emera.

Les droits rattachés aux unités d’actions liées au rendement sont acquis à la fin du cycle de trois ans, et les paiements sont calculés et approuvés par le CGRR dès le début de l’année suivante. La valeur des paiements est fondée sur les services réels rendus au cours du cycle et peut être établie au prorata dans le cas de certains scénarios de départs.

Un résumé des activités relatives aux unités d’actions différées attribuées aux employés pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est présenté dans le tableau suivant :

	Unités d’actions	Juste valeur
	liées au	moyenne
	rendement	pondérée	Valeur
	attribuées aux	à la date	intrinsèque
	employés	d’attribution	totale
En cours au 31 décembre 2019	1 381 100	45,37 $	88 $
Attribuées, y compris le régime de réinvestissement des dividendes	271 185	53,14
Exercées	(445 066)	45,41
Frappées d’extinction	(80 690)	46,25
En cours au 31 décembre 2020	1 126 529	47,16 $	68 $

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

La charge de rémunération comptabilisée au titre du régime d’unités d’actions liées au rendement pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 s’est établie à 27 millions de dollars (34 millions de dollars en 2019). Les économies fiscales liées à cette charge de rémunération pour les unités d’actions réalisées pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 ont totalisé 7 millions de dollars (9 millions de dollars en 2019). Les paiements au comptant effectués au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020 relativement au régime d’unités d’actions liées au rendement ont totalisé 29 millions de dollars (7 millions de dollars en 2019).

Régime d’unités d’actions incessibles

En 2020, Emera a lancé un nouveau régime d’unités d’actions incessibles, aux termes duquel certains dirigeants et cadres supérieurs peuvent choisir que leur rémunération incitative à long terme soit versée dans ce régime. Les unités d’actions incessibles sont attribuées chaque année selon des cycles de rendement de trois ans se chevauchant, ce qui donne lieu à un paiement au comptant, ainsi qu’en fonction du cours de clôture moyen de l’action d’Emera pendant les 50 jours de Bourse précédant une date d’attribution donnée. Des équivalents de dividendes sont attribués et versés sous forme d’unités d’actions incessibles additionnelles. La valeur des unités d’actions incessibles varie selon le cours des actions ordinaires d’Emera.

Les droits rattachés aux unités d’actions incessibles sont acquis à la fin du cycle de trois ans, et les paiements sont calculés et approuvés par le CGRR dès le début de l’année suivante. La valeur des paiements est fondée sur les services réels rendus au cours du cycle et peut être établie au prorata dans le cas de certains scénarios de départs.

Un résumé des activités relatives aux unités d’actions incessibles attribuées aux employés pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 est présenté dans le tableau suivant :

		Juste valeur
	Unités d’actions	moyenne
	incessibles	pondérée	Valeur
	attribuées aux	à la date	intrinsèque
	employés	d’attribution	totale
En cours au 31 décembre 2019	–	– $	– $
Attribuées, y compris le régime de réinvestissement des dividendes	171 908	54,62
Frappées d’extinction	(5 633)	54,62
En cours au 31 décembre 2020	166 275	54,62 $	10 $

La charge de rémunération comptabilisée au titre du régime d’unités d’actions incessibles pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 s’est établie à 4 millions de dollars (néant en 2019). Les économies fiscales liées à cette charge de rémunération pour les unités d’actions réalisées pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 ont totalisé 1 million de dollars (néant en 2019). Les paiements au comptant effectués au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2020 relativement au régime d’unités d’actions incessibles ont été de néant (néant en 2019).

32. ENTITÉS À DÉTENTEURS DE DROITS VARIABLES

Emera détient des droits variables dans NSPML, une EDDV pour laquelle il a été déterminé qu’Emera n’est pas le principal bénéficiaire étant donné qu’elle ne détient pas de participation financière conférant le contrôle dans NSPML. Lorsque les étapes essentielles ont été franchies, Nalcor Energy est devenue le principal bénéficiaire réputé de l’actif aux fins de la présentation de l’information financière, car elle détenait un contrôle sur la majorité des activités directes qui devraient avoir l’incidence la plus importante sur le rendement économique du lien maritime. Ainsi, Emera a commencé à comptabiliser le lien maritime comme un placement dans une société satellite.

BLPC a établi un fonds d’autoassurance («FAS») essentiellement afin de constituer un fonds pour couvrir les risques liés aux dommages et aux pertes subséquentes touchant certains réseaux de production, de transport et de distribution. ECI détient des droits variables dans le FAS, pour lequel il a été déterminé qu’ECI était le principal bénéficiaire; par conséquent, le FAS doit être consolidé par ECI. Pour établir si ECI contrôle le FAS, la direction a considéré qu’en substance, les activités du FAS sont menées pour le compte de BLPC, filiale d’ECI, et que seule BLPC tire des avantages des activités du FAS. De plus, étant donné qu’ECI a droit à tous les avantages du FAS par l’entremise de BLPC, elle est également exposée aux risques liés aux activités du FAS. Tout retrait des actifs du FAS effectué par la société serait assujetti à la réglementation existante. La consolidation de l’EDDV d’Emera dans le FAS a une incidence sur les autres actifs à long terme, les liquidités soumises à restrictions et les passifs réglementaires des bilans consolidés. Les montants compris dans les liquidités soumises à restrictions comprennent les liquidités des fonds réservés pour le FAS de BLPC.

La société a identifié certains CAE à long terme qui correspondent à la définition des droits variables étant donné qu’elle doit acheter la totalité ou la majorité de la production d’électricité à un prix fixe. Cependant, il a été déterminé que la société n’était pas le principal bénéficiaire, parce qu’elle n’avait pas le pouvoir de diriger les activités de l’entité, y compris la capacité d’exploiter les installations de production et de prendre des décisions en matière de gestion.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Le tableau suivant fournit des informations sur la portion des EDDV importantes non consolidées d’Emera :

Aux	31 décembre2020	31 décembre2020		31 décembre2019
		Exposition		Exposition
	Total	maximale	Total	maximale
en millions de dollars canadiens	de l’actif	auxpertes	de l’actif	auxpertes
EDDV non consolidées dans lesquelles Emera détient des droits variables
NSPML (comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence)	547 $	16 $	554 $	23 $

33. CHIFFRES COMPARATIFS

Les présents états financiers comprennent le reclassement de montants des périodes précédentes afin de les rendre conformes à la présentation de ceux de la période en cours sans effet sur le bénéfice net.

34. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DE CLÔTURE

Les présents états financiers et les notes y afférentes reflètent l’évaluation par la société des événements postérieurs à la date de clôture jusqu’au 16 février 2021, date de publication des états financiers.

35. INFORMATIONS FINANCIÈRES SUPPLÉMENTAIRES

Le 16 juin 2016, Emera US Finance LP («l’émetteur») a émis des billets non garantis de premier rang d’un capital de 3,25 milliards de dollars américains (les «billets américains»). Les billets américains sont garantis intégralement et sans condition, solidairement avec les autres parties, par Emera (la «société mère») et par Emera US Holdings Inc. (les «filiales garantes»). Emera détient en totalité, directement ou indirectement, les participations de société en commandite et de commandité dans Emera US Finance LP.

Les états financiers consolidés condensés qui suivent présentent les résultats d’exploitation, la situation financière et les flux de trésorerie de la société mère, de la filiale émettrice, des filiales garantes et de toutes les autres filiales non garantes, de façon distincte ainsi que consolidée.

Nos garants n’ont pas été choisis en fonction de leur emplacement, de leur gamme de service ou d’autres critères similaires, de sorte que les colonnes «Société mère», «Filiale émettrice», «Filiales garantes» et «Filiales non garantes» comprennent toutes des parties de nos activités nationales et internationales. Ce mode de présentation ne vise donc pas à présenter notre situation financière, nos résultats d’exploitation ou nos flux de trésorerie pour toute autre fin que celle de répondre aux exigences au titre de la présentation de l’information financière des garants.

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EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

ÉTATS DES RÉSULTATS CONSOLIDÉS CONDENSÉS

				Filiales
	Société	Filiale	Filiales	non		Montant
en millions de dollars canadiens	mère	émettrice	garantes	garantes	Éliminations	consolidé
Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020
Produits d’exploitation	(1) $	– $	3 456 $	2 070 $	(19) $	5 506 $
Charges d’exploitation	51	–	2 640	1 688	(20)	4 359
Quote-part du bénéfice (de la perte) des placements
dans des sociétés satellites et filiales	1 049	–	1	147	(1 048)	149
Autres produits nets (charges nettes)	20	–	687	1	–	708
Intérêts débiteurs nets1)	48	(37)	448	220	–	679
Bénéfice (perte) avant provision pour impôts
sur les bénéfices	969	37	1 056	310	(1 047)	1 325
Charge(recouvrement)d’impôts sur les bénéfices	(14)	(1)	348	7	1	341
Bénéfice net (perte nette)	983	38	708	303	(1 048)	984
Participations ne donnant pas le contrôle dans
les filiales	–	–	–	–	1	1
Dividendes sur actionsprivilégiées	45	–	–	1	(1)	45
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux
porteurs d’actions ordinaires	938 $	38 $	708 $	302 $	(1 048) $	938 $
Résultat étendu d’Emera Inc.	809 $	35 $	575 $	257 $	(867) $	809 $

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2019
Produits d’exploitation	– $	– $	4 125 $	2 029 $	(43) $	6 111 $
Charges d’exploitation	31	–	3 084	1 695	(42)	4 768
Quote-part du bénéfice (de la perte) des placements
dans des sociétés satellites et filiales	753	–	2	151	(752)	154
Autres produits nets (charges nettes)	21	–	22	(11)	(20)	12
Intérêts débiteurs nets1)	75	(40)	481	222	–	738
Bénéfice (perte) avant provision pour impôts
sur les bénéfices	668	40	584	252	(773)	771
Charge(recouvrement)d’impôts sur les bénéfices	(40)	11	60	30	–	61
Bénéfice net (perte nette)	708	29	524	222	(773)	710
Participations ne donnant pas le contrôle dans
les filiales	–	–	–	–	2	2
Dividendes sur actionsprivilégiées	45	–	19	3	(22)	45
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux
porteurs d’actions ordinaires	663 $	29 $	505 $	219 $	(753) $	663 $
Résultat étendu d’Emera Inc.	465 $	14 $	102 $	205 $	(321) $	465 $

1) Intérêts débiteurs, déduction faite des intérêts créditeurs.

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

BILANS CONSOLIDÉS CONDENSÉS

				Filiales
	Société	Filiale	Filiales	non		Montant
en millions de dollars canadiens	mère	émettrice	garantes	garantes	Éliminations	consolidé
Au 31 décembre 2020
Actif
Actif à court terme	121 $	10 $	1 216 $	1 010 $	(179) $	2 178 $
Immobilisations corporelles	21	–	14 356	5 164	(6)	19 535
Autres actifs
Actifs réglementaires	–	–	520	899	–	1 419
Écart d’acquisition	3	–	5 648	69	–	5 720
Autres actifs à longterme	12 522	4 591	130	3 254	(18 115)	2 382
Total des autres actifs	12 525	4 591	6 298	4 222	(18 115)	9 521
Total de l’actif	12 667 $	4 601 $	21 870 $	10 396 $	(18 300) $	31 234 $
Passif et capitaux propres
Passif à court terme	554 $	2 024 $	4 121 $	723 $	(2 547) $	4 875 $
Passif à long terme
Dette à long terme	2 210	2 513	4 026	3 590	–	12 339
Impôts sur les bénéfices reportés	–	2	852	761	14	1 629
Passifs réglementaires	–	–	1 747	85	–	1 832
Autrespassifs à longterme	700	–	4 510	1 666	(5 555)	1 321
Total dupassif à longterme	2 910	2 515	11 135	6 102	(5 541)	17 121
Total des capitaux propres d’Emera Inc.	9 203	62	6 614	3 550	(10 225)	9 204
Participations ne donnant pas le contrôle
dans les filiales	–	–	–	21	13	34
Total des capitauxpropres	9 203	62	6 614	3 571	(10 212)	9 238
Total du passif et des capitaux propres	12 667 $	4 601 $	21 870 $	10 396 $	(18 300) $	31 234 $
Au 31 décembre 2019
Actif
Actif à court terme	96 $	27 $	1 486 $	1 171 $	(294) $	2 486 $
Immobilisations corporelles	23	–	13 099	5 040	5	18 167
Autres actifs
Actifs réglementaires	–	–	519	912	–	1 431
Écart d’acquisition	3	–	5 762	70	–	5 835
Autres actifs à longterme	11 994	3 856	1 739	3 289	(16 955)	3 923
Total des autres actifs	11 997	3 856	8 020	4 271	(16 955)	11 189
Total de l’actif	12 116 $	3 883 $	22 605 $	10 482 $	(17 244) $	31 842 $
Passif et capitaux propres
Passif à court terme	542 $	12 $	3 699 $	992 $	(1 079) $	4 166 $
Passif à long terme
Dette à long terme	2 978	3 534	8 829	4 547	(6 209)	13 679
Impôts sur les bénéfices reportés	–	3	515	767	–	1 285
Passifs réglementaires	–	–	1 793	93	–	1 886
Autrespassifs à longterme	38	–	1 697	511	(21)	2 225
Total dupassif à longterme	3 016	3 537	12 834	5 918	(6 230)	19 075
Total des capitaux propres d’Emera Inc.	8 558	334	6 072	3 551	(9 949)	8 566
Participations ne donnant pas le contrôle
dans les filiales	–	–	–	21	14	35
Total des capitauxpropres	8 558	334	6 072	3 572	(9 935)	8 601
Total du passif et des capitaux propres	12 116 $	3 883 $	22 605 $	10 482 $	(17 244) $	31 842 $

160

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

ÉTATS DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS CONDENSÉS

				Filiales
	Société	Filiale	Filiales	non		Montant
en millions de dollars canadiens	mère	émettrice	garantes	garantes	Éliminations	consolidé
Au 31 décembre 2020
Flux de trésorerie d’exploitation,
montant net	365 $	36 $	1 277 $	486 $	(527) $	1 637 $
Activités d’investissement
Ajouts d’immobilisations corporelles	(1)	–	(2 150)	(472)	–	(2 623)
Produit tiré de la cession d’actifs	–	–	1 401	–	–	1 401
Autres activités d’investissement	(118)	265	546	100	(795)	(2)
Flux de trésorerie d’investissement,
montant net	(119)	265	(203)	(372)	(795)	(1 224)
Activités de financement
Variation nette de la dette à court terme	(6)	–	107	(5)	–	96
Produit tiré de la dette à long terme	–	–	173	429	(174)	428
Remboursement de la dette à long terme	–	–	(705)	(87)	279	(513)
Emprunts (remboursements) nets en vertu
des facilités de crédit consenties	(82)	–	8	(157)	28	(203)
Émission d’actions ordinaires et
d’actions privilégiées	285	(241)	(3)	53	191	285
Dividendes versés	(454)	(66)	(80)	(379)	525	(454)
Autres activités de financement	(18)	(4)	(494)	32	473	(11)
Flux de trésorerie de financement,
montant net	(275)	(311)	(994)	(114)	1 322	(372)
Incidence des variations du taux de change sur
la trésorerie, les équivalents de trésorerie, les
liquidités soumises à restrictions et les actifs
détenus en vue de la vente	18	(8)	(70)	(1)	–	(61)
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie,
des équivalents de trésorerie, des liquidités
soumises à restrictions et des actifs détenus
en vue de la vente	(11)	(18)	10	(1)	–	(20)
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités
soumises à restrictions au début de l’exercice	1	19	87	167	–	274
Trésorerie, équivalents de trésorerie, liquidités
soumises à restrictions et actifs détenus en vue
de la vente à la fin de l’exercice	(10) $	1 $	97 $	166 $	– $	254 $

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

161

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Emera Inc.

ÉTATS DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS CONDENSÉS (suite)

				Filiales
	Société	Filiale	Filiales	non		Montant Montant
en millions de dollars canadiens	mère	émettrice	garantes	garantes	Éliminations	consolidé consolidé
Au 31 décembre 2019
Flux de trésorerie d’exploitation,
montant net	133 $	33 $	1 100 $	279 $	(20) $	1 525 $
Activités d’investissement
Ajouts d’immobilisations corporelles	(2)	–	(1 973)	(520)	–	(2 495)
Achat net de placements sous
influence notable	–	–	(3)	–	–	(3)
Produit à la cession d’actifs sous influence
notable et d’actions ordinaires détenues
en vue de la vente	–	–	818	57	–	875
Autres activités d’investissement	(402)	595	774	(1)	(960)	6
Flux de trésorerie d’investissement,
montant net	(404)	595	(384)	(464)	(960)	(1 617)
Activités de financement
Variation nette de la dette à court terme	399	–	(9)	23	–	413
Produit tiré de la dette à long terme	–	–	(6)	552	520	1 066
Remboursement de la dette à long terme	(225)	(664)	(65)	(166)	17	(1 103)
Emprunts (remboursements) nets en vertu
des facilités de crédit consenties	146	–	(11)	(225)	(28)	(118)
Émission d’actions ordinaires et
d’actions privilégiées	203	–	(620)	58	562	203
Dividendes versés	(423)	–	(19)	(138)	157	(423)
Autres activités de financement	(1)	–	138	87	(248)	(24)
Flux de trésorerie de financement,
montant net	99	(664)	(592)	191	980	14
Incidence des variations du taux de change sur la
trésorerie, les équivalents de trésorerie et les
liquidités soumises à restrictions	147	(3)	(141)	(23)	–	(20)
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie,
des équivalents de trésorerie et des liquidités
soumises à restrictions	(25)	(39)	(17)	(17)	–	(98)
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités
soumises à restrictions au début de l’exercice	20	58	104	190	–	372
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités
soumises à restrictions à la fin de l’exercice	(5) $	19 $	87 $	173 $	– $	274 $

162

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

DIRECTION D’EMERA ET CONSEIL D’ADMINISTRATION

Au 31 mars 2021

DIRECTION D’EMERA

Scott Balfour

Président et chef de la direction, Emera Inc.

Rob Bennett

Président et chef de la direction, Emera Technologies

Greg Blunden Chef des finances, Emera Inc.

Archie Collins Président et chef de l’exploitation, Tampa Electric

Peter Gregg Président et chef de la direction, Nova Scotia Power

Karen Hutt

Vice-présidente directrice, Développement des affaires et stratégie, Emera Inc.

Rick Janega

Bruce Marchand

Chef du contentieux et chef de la conformité, Emera Inc.

Dan Muldoon

Vice-président à la direction, Développement de projets et soutien opérationnel, Emera Inc.

Michael Roberts Chef des ressources humaines, Emera Inc.

Ryan Shell Président, New Mexico Gas

Judy Steele Présidente et chef de l’exploitation, Emera Energy

T.J. Szelistowski

Président, Peoples Gas

Nancy Tower Chef de la direction, Tampa Electric

CONSEIL D’ADMINISTRATION

Jackie Sheppard

Lynn Loewen Westmount (Québec)

Calgary (Alberta) Présidente du conseil, Emera Inc.

John Ramil Tampa, Floride

Scott Balfour Halifax (Nouvelle-Écosse)

Andrea Rosen Toronto (Ontario)

James Bertram Calgary (Alberta)

Richard Sergel Boston, Massachusetts

Sylvia Chrominska Stratford (Ontario)

Karen Sheriff Toronto (Ontario)

Henry Demone Lunenburg (Nouvelle-Écosse)

Jochen Tilk Toronto (Ontario)

Kent Harvey New York, New York

Chef de l’exploitation, Services publics d’électricité, Canada, Nord-Est des États-Unis et Caraïbes, Emera Inc. Chef de la direction, Emera Newfoundland & Labrador

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

163

INFORMATION À L’INTENTION DES ACTIONNAIRES

Pour obtenir des renseignements généraux concernant notre société, veuillez communiquer avec notre siège social :

Emera Inc.

P.O. Box 910

Halifax (Nouvelle-Écosse) B3J 2W5 Tél. : 902-450-0507 ou 1-888-450-0507

Pour des renseignements concernant les nouvelles et les initiatives de la société, y compris notre rapport annuel 2020, veuillez consulter notre site Web, à l’adresse : www.emera.com

AGENT DES TRANSFERTS

Société de fiducie AST (Canada) P.O. Box 2082, Station C Halifax (N.-É.) B3J 3B7 Tél. : 1-877-982-8762 Téléc. : 902-420-3242 www.astfinancial.com/ca

SERVICES AUX INVESTISSEURS

Tél. : 902-428-6060 ou 1-800-358-1995 Téléc. : 902-428-6181 Adresse électronique : [email protected]

ANALYSTES FINANCIERS, GESTIONNAIRES DE PORTEFEUILLE ET INVESTISSEURS INSTITUTIONNELS

Ken McOnie Vice-président, Relations avec les investisseurs et trésorier Tél. : 902-428-6945 Adresse électronique : [email protected]

Erin Power Directrice, Relations avec les investisseurs Tél. : 902-428-6760 Adresse électronique : [email protected]

Le présent rapport annuel renferme de l’information prospective. Les résultats futurs réels peuvent s’en écarter sensiblement. Des renseignements financiers et opérationnels supplémentaires sont déposés par voie électronique auprès de diverses autorités en valeurs mobilières au Canada par l’intermédiaire du Système électronique de données, d’analyse et de recherche (SEDAR).

INSCRIPTIONS BOURSIÈRES

Bourse de Toronto (TSX) Actions ordinaires : EMA Actions privilégiées : EMA.PR.A, EMA.PR.B, EMA.PR.C, EMA.PR.E, EMA.PR.F et EMA.PR.H

Bourse de la Barbade (BSE) Certificats de dépôt : EMABDR The Bahamas International Securities Exchange (BISX) Certificats de dépôt : EMAB

ACTIONS EN CIRCULATION

Actions ordinaires : 251 430 226 (en date du 31 décembre 2020)

DIVIDENDES VERSÉS EN 2020

Emera Inc. a versé sur ses actions ordinaires des dividendes de 0,6125 $ par action ordinaire au premier, au deuxième et au troisième trimestres et de 0,6375 $ par action ordinaire au quatrième trimestre, pour un taux de dividendes annuel effectif sur les actions ordinaires de 2,475 $ par action ordinaire.

DIVIDENDES VERSÉS EN 2021

Sous réserve de l’approbation du conseil d’administration, les dividendes d’Emera Inc. sont payables vers les 15 février, mai, août et novembre. Des dividendes sur les actions ordinaires de 0,6375 $ pour le premier trimestre ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série A de 0,1364 $ par action, des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série B de 0,1223 $ par action, des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série C de 0,29506 $ par action, des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série E de 0,28125 $ par action, des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série F de 0,26263 $ par action, et des dividendes sur les actions privilégiées de premier rang de série H de 0,30625 $ par action ont été déclarés et versés le 16 février 2021.

RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT DES DIVIDENDES ET D’ACHAT D’ACTIONS

Le régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions d’Emera est offert aux actionnaires qui résident au Canada. Le régime propose aux actionnaires un moyen pratique et économique d’acquérir des actions ordinaires supplémentaires, en réinvestissant leurs dividendes à un prix réduit de jusqu’à cinq pour cent. En 2020, l’escompte était de deux pour cent. Les participants peuvent également faire des versements en espèces d’au plus 5 000 $ par trimestre. Les participants ne paient pas de commission ni de frais de service ou de courtage à l’égard des actions achetées aux termes du régime. Veuillez communiquer avec les Services aux investisseurs si vous avez des questions ou souhaitez recevoir un formulaire d’adhésion.

SERVICE DE DÉPÔT DIRECT

Les actionnaires inscrits peuvent faire déposer les dividendes directement dans des comptes bancaires au Canada. Pour profiter de ce service, veuillez communiquer avec Société de fiducie AST (Canada). Les actionnaires inscrits devraient communiquer avec leur intermédiaire financier.

BÉNÉFICE TRIMESTRIEL

Le bénéfice trimestriel devrait être annoncé en mai, en août et en novembre 2021. Les résultats de l’exercice 2020 ont été rendus publics en février 2021.

Représentation dans l’indice composé TSX, l’indice plafonné des services aux collectivités TSX, l’indice TSX60, l’indice MSCI Monde et l’indice FTSE World

164

EMERA – RAPPORT ANNUEL 2020

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TAMPA ELECTRIC

Service public d’électricité intégré verticalement offrant des services à environ 800 000 abonnés dans le centre-ouest de la Floride.

NOVA SCOTIA POWER

Service public d’électricité intégré verticalement offrant des services à 529 000 abonnés en Nouvelle-Écosse.

EMERA NEWFOUNDLAND & LABRADOR

Possède et exploite le lien maritime et gère l’investissement d’Emera dans un projet lié.

EMERA CARIBBEAN

Services publics d’électricité intégrés verticalement offrant des services à 184 000 abonnés sur les îles de la Barbade, de Grand Bahama, de la Dominique et de Sainte-Lucie.

PEOPLES GAS

Service public de gaz naturel offrant des services à 426 000 abonnés en Floride.

NEW MEXICO GAS

Service public de gaz naturel offrant des services à 540 000 abonnés au Nouveau-Mexique.

EMERA NEW BRUNSWICK

Propriétaire et exploitant du gazoduc Brunswick, un gazoduc long de 145 kilomètres situé au Nouveau-Brunswick.

EMERA ENERGY

Commercialisation et négociation d’énergie, gestion et optimisation d’actifs au Canada et aux États-Unis.

EMERA TECHNOLOGIES

Entreprise dans le secteur des technologies se consacrant à la recherche de nouvelles méthodes innovatrices pour fournir aux abonnés de l’énergie renouvelable au moyen d’un système résilient.

www.emera.com

AI assistant

Emera Incorporated — Annual Report 2020

44788_rns_2021-04-08_3d9fbf42-b112-4613-a627-9de448ed8e24.pdf

10 %

4 %

13 %

+ de 95 %

NOTRE ENGAGEMENT ENVERS LE CHANGEMENT CLIMATIQUE

OBJECTIF POUR 2025

VISION POUR 2050

ÉQUIPES SPÉCIALISÉES

CROISSANCE ET RÉINVESTISSEMENT

FINANCES

EXPLOITATION

1 250 MW

1,4M

1 262 MW

COLLECTIVITÉS

SÉCURITÉ ET EMPLOYÉS

41 %

32 %

Top 100 Employer

237

GOUVERNANCE

36 %

100 %

99 %

Lettre de la présidente du conseil et du chef de la direction

Chers actionnaires,

RÉACTION À LA COVID

RÉSULTATS FINANCIERS

STRATÉGIE ÉPROUVÉE

STRATÉGIE EN ACTION

FACTEURS ENVIRONNEMENTAUX, SOCIAUX ET DE GOUVERNANCE (ESG)

Décarbonisation et vision zéro émissions nettes de carbone 2050

Inclusion et diversité

Sécurité

CONSEIL D’ADMINISTRATION

MERCI

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE

RAPPORT DE GESTION

En date du 16 février 2021

INFORMATION PROSPECTIVE

INTRODUCTION ET APERÇU STRATÉGIQUE

UNITÉS DE MESURE FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR

Bénéfice net ajusté

BAIIA et BAIIA ajusté

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

ÉLÉMENTS IMPORTANTS AYANT EU UNE INCIDENCE SUR LE BÉNÉFICE

2020

Arbitrage international et décision relativement à TECO Guatemala Holdings (« TGH »)

Gain à la vente d’Emera Maine et pertes de valeur

2019

GBPC – Travaux de restauration après l’ouragan Dorian

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES CONSOLIDÉES PAR SECTEUR D’ACTIVITÉ

FAITS SAILLANTS DE L’ÉTAT DES RÉSULTATS CONSOLIDÉ

Produits d’exploitation

Charges d’exploitation

Autres produits nets (charges nettes)

Intérêts débiteurs

Charge d’impôts sur les bénéfices

Bénéfice net et bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires

Résultat de base par action ordinaire et résultat ajusté de base par action ordinaire

Incidence de la conversion des monnaies étrangères

SURVOL DE L’ENTREPRISE ET PERSPECTIVES COMMERCIALES

PANDÉMIE DE COVID-19

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ DE LA FLORIDE

SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ CANADIENS

NSPI

ENL

NSPML

LIL

Incidence de la COVID-19 sur Muskrat Falls et sur LIL

AUTRES SERVICES PUBLICS D’ÉLECTRICITÉ

BLPC

GBPC

Domlec

Perspectives pour le secteur Autres services publics d’électricité

SERVICES PUBLICS DE GAZ NATUREL ET INFRASTRUCTURE

Peoples Gas System

Emera Incorporated Annual Report 2020