Emera Incorporated - Management Reports 2022

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Rapport de gestion

En date du 14 février 2022

Le présent rapport de gestion donne un aperçu des résultats d’exploitation d’Emera Incorporated et de ses filiales et investissements pour le quatrième trimestre de 2021 par rapport à la période correspondante de 2020 et pour l’exercice 2021 en entier par rapport à l’exercice 2020 et aux principales informations financières de 2019, de même qu’un aperçu de sa situation financière au 31 décembre 2021 par rapport au 31 décembre 2020. 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 2021 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 2021 :

Filiale à tarifs réglementés d’Emera ou placement dans des sociétés satellites	Organisme chargé de l’approbation/ de l’examen des conventions comptables
Filiale
Tampa Electric – division de distribution d’électricité de Tampa Electric Company (« TEC »)	Florida Public Service Commission (la « FPSC ») et Federal Energy Regulatory Commission (la « FERC »)
Nova Scotia Power Inc.(« NSPI »)	Nova Scotia Utilityand Review Board(la « Régie »)
Barbados Light & Power Company Limited (« BLPC »)	Fair Trading Commission de la Barbade (la « FTC »)
Grand Bahama Power Company Limited (« GBPC »)	The Grand Bahama Port Authority (la « GBPA »)
Dominica Electricity Services Ltd. (« Domlec »)	Independent Regulatory Commission de la Dominique(l’« IRC »)
Peoples Gas System (« PGS ») – division gazière 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 (« Brunswick Pipeline »)	Régie canadienne de l’énergie (la « RCE »)

Filiale à tarifs réglementés d’Emera ou placement dans des sociétés satellites	Organisme chargé de l’approbation/ de l’examen des conventions comptables
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 à la rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » 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.

TABLE DES MATIÈRES

Information prospective ................................................................................................................................. 4 Introduction et aperçu stratégique ................................................................................................................ 5 Unités de mesure financières non conformes aux PCGR ............................................................................ 7 Rétrospective financière consolidée ............................................................................................................. 9 Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice ................................................................... 9 Principales données financières consolidées par secteur d’activité ....................................................... 10 Faits saillants de l’état des résultats consolidé ....................................................................................... 12 Survol de l’entreprise et perspectives commerciales .................................................................................. 17 Pandémie de COVID-19 .......................................................................................................................... 17 Services publics d’électricité de la Floride ............................................................................................... 18 Services publics d’électricité canadiens .................................................................................................. 19 Autres services publics d’électricité ......................................................................................................... 23 Services publics de gaz naturel et infrastructure..................................................................................... 25 Autres ...................................................................................................................................................... 27 Bilans consolidés – Faits saillants .............................................................................................................. 28 Faits récents ................................................................................................................................................ 30 Informations sur les actions en circulation .................................................................................................. 32 Principales données financières ................................................................................................................. 33 Services publics d’électricité de la Floride ............................................................................................... 33 Services publics d’électricité canadiens .................................................................................................. 37 Autres services publics d’électricité ......................................................................................................... 42 Services publics de gaz naturel et infrastructure..................................................................................... 45 Autres ...................................................................................................................................................... 50 Situation de trésorerie et sources de financement ..................................................................................... 54 Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants ......................................................................................... 56 Fonds de roulement ................................................................................................................................. 57 Obligations contractuelles ....................................................................................................................... 58 Dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues ..................................................................... 59 Gestion de la dette .................................................................................................................................. 60 Cotes de crédit ........................................................................................................................................ 63 Titres de créance garantis ....................................................................................................................... 63 Capital-actions ......................................................................................................................................... 64 Capitalisation des régimes de retraite ......................................................................................................... 64 Instruments hors bilan ................................................................................................................................. 65 Ratio de distribution des dividendes ........................................................................................................... 66 Transactions entre parties liées .................................................................................................................. 66 Risque d’entreprise et gestion du risque ..................................................................................................... 67 Gestion des risques, y compris les instruments financiers ......................................................................... 82 Communication de l’information et contrôles internes ................................................................................ 85 Estimations comptables critiques ................................................................................................................ 86 Modification de méthodes et de pratiques comptables ............................................................................... 92 Prises de position comptables futures ..................................................................................................... 93 Récapitulatif des résultats trimestriels ........................................................................................................ 94

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 dioxyde 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 main-d’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 publié 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 d’électricité et de gaz naturel 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.

Le plan d’investissement en immobilisations d’Emera se chiffre à 8,4 milliards de dollars pour la période de 2022 à 2024 (y compris un placement en titres de capitaux propres de 240 millions de dollars dans le projet LIL en 2022), des investissements en immobilisations potentiels supplémentaires s’élevant à 1 milliard de dollars au cours de la même période, ce qui se traduit par une prévision de croissance des tarifs d’environ 7 pour cent à 8 pour cent jusqu’en 2024. 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 fiabilité et l’intégrité, 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 devraient être financés au moyen de l’émission d’actions ordinaires et privilégiées par le biais du régime de réinvestissement des dividendes et du programme d’émission d’actions au cours du marché d’Emera. 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 quatre à cinq pour cent jusqu’en 2024. La société vise un ratio de distribution des dividendes à long terme de 70 à 75 pour cent du bénéfice net ajusté 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. Pour plus de précisions sur la mesure non conforme aux PCGR « Ratio de distribution du bénéfice net ajusté », se reporter à la rubrique « Unités de mesure financières non conformes aux PCGR ».

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 et la modernisation de la centrale électrique Big Bend à Tampa Electric, et les investissements prévus par NSPI qui lui permettront de retirer ses unités de charbon afin d’atteindre les objectifs en matière d’énergie renouvelable. 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 dioxyde 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 dioxyde 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 dioxyde de carbone d’ici 2040.

Emera cherche à mettre en œuvre son engagement climatique tout en continuant d’axer ses investissements sur la fiabilité et en ne perdant jamais de vue l’importance des prix abordables pour ses clients. Emera s’engage également à repérer les technologies émergentes et à continuer de travailler de manière constructive avec les décideurs, les organismes de réglementation, les partenaires, les investisseurs et les clients pour atteindre ces objectifs et réaliser sa vision de zéro émission nette.

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.

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 attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, résultat ajusté de base par action ordinaire et ratio de distribution du bénéfice net ajusté

Emera calcule sa mesure du bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires (le « bénéfice net ajusté ») compte non tenu de l’incidence des rajustements de réévaluation à la valeur du marché, de l’incidence du gain à la vente d’Emera Maine en 2020 et des pertes de valeur sur certains autres actifs.

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, et de l’amortissement connexe 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 inclus dans la quote-part du bénéfice d’Emera liée aux activités commerciales de Bear Swamp Power Company LLC (« Bear Swamp »);
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 aux rubriques « Rétrospective financière consolidée », « Principales données financières — Autres services publics d’électricité » et « Principales données financières — Autres » pour 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 et certaines pertes de valeur hors trésorerie. La direction estime que le fait d’exclure ces éléments 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 « Principales données financières — Autres » pour plus de précisions. 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 le 24 mars 2020.

Le résultat ajusté de base par action ordinaire et le ratio de distribution du bénéfice net ajusté sont des ratios non conformes aux PCGR dont le calcul est fondé sur le bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, tel qu’il est décrit ci-dessus. Pour plus de précisions sur le ratio de distribution du bénéfice net ajusté, se reporter à la rubrique « Ratio de distribution des dividendes ».

Emera calcule le bénéfice net ajusté et le résultat ajusté de base par action ordinaire pour le secteur Autres services publics d’électricité et le secteur Autres. Un rapprochement avec la mesure conforme aux PCGR la plus directement comparable est présenté pour chaque secteur. Se reporter aux rubriques « Principales données financières – Autres services publics d’électricité » et « Principales données financières — Autres ».

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 :

	Trois	mois clos les	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre				31 décembre
(sauf lesmontants paraction)	2021		2020	2021	2020		2019
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions	324	$	273 $	510 $	938	$	663 $
ordinaires
Gain à la vente, après impôts et coûts de	-		-	-	309		-
transaction1)
Pertes de valeur, après impôts2)	-		-	-	(26)		(34)
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à	156		85	(213)	(10)		76
la valeur du marché après impôts3)
Bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs	168	$	188 $	723 $	665	$	621 $
d’actions ordinaires
Résultat de base paractionordinaire	1,24	$	1,09 $	1,98 $	3,78	$	2,76 $
Résultat ajusté de base paractionordinaire	0,64	$	0,75 $	2,81 $	2,68	$	2,59 $

1) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 276 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

2) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 1 million de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 (néant en 2019).

3) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 63 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 (charge de 33 millions de dollars en 2020) et d’un recouvrement de 86 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (recouvrement de 8 millions de dollars en 2020; charge de 31 millions de dollars en 2019).

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.

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, mesure qui, calculée 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 :

ajusté :
	Trois	mois	clos les		Exercices clos les
		31 décembre				31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021		2020	2021	2020		2019
Bénéfice net1)	338	$	284 $	561 $	984	$	710 $
Intérêts débiteurs nets	151		159	611	679		738
Charge (recouvrement) d’impôts sur les bénéfices	85		57	(6)	341		61
Amortissement	227		217	902	881		903
BAIIA	801	$	717 $	2 068 $	2 885	$	2 412 $
Gain à la vente, déduction faite des coûts de	-		-	-	585		-
transaction (après impôts sur les bénéfices)
Pertes de valeur, après impôts sur les bénéfices	-		-	-	(25)		(34)
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à la	219		118	(299)	(18)		107
valeur du marché, après impôts sur les bénéfices
BAIIA ajusté	582	$	599$	2 367 $	2 343	$	2 339$
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.

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice

Incidence sur le bénéfice des gains et des 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 71 millions de dollars pour s’établir à 156 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, contre 85 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 en raison principalement des règlements et des variations des positions existantes à Emera Energy. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel au quatrième trimestre de 2021 à Emera Energy et par la reprise de gains de change en 2020 réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, les pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts ont augmenté de 203 millions de dollars pour s’établir à 213 millions de dollars, contre 10 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, en raison des variations des positions existantes à Emera Energy et de la reprise de gains de change en 2020 réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie.

Arbitrage international et décision relativement à TECO Guatemala Holdings (« TGH ») en 2020

Le 24 novembre 2020, un paiement a été effectué par la République du Guatemala en lien avec une décision rendue par un tribunal du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements 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, était lié à un différend concernant un investissement dans une société de distribution locale au Guatemala et 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 et pertes de valeur en 2020

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.

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

Principales données financières consolidées par secteur d’activité

secteur d’activité
	Trois	mois clos les			Exercices clos les
en millions de dollars canadiens		31 décembre				31 décembre
Bénéfice net ajusté	2021		2020	2021	2020		2019
Services publics d’électricité de la Floride	85	$	101 $	462 $	501	$	419 $
Services publics d’électricité canadiens	67		57	241	221		229
Autres services publics d’électricité	5		8	20	33		76
Services publics de gaz naturel et infrastructure	55		45	198	162		183
Autres	(44)		(23)	(198)	(252)		(286)
Bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs	168	$	188 $	723 $	665	$	621 $
d’actions ordinaires
Gain à la vente, après impôts et coûts	-		-	-	309		-
de transaction
Pertes de valeur, après impôts	-		-	-	(26)		(34)
Gains (pertes) découlant de la réévaluation à	156		85	(213)	(10)		76
la valeur du marché après impôts
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions	324	$	273 $	510 $	938	$	663 $
ordinaires

Le tableau qui suit fait état des variations importantes du bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires entre 2020 et 2021 :

	Trois mois clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Bénéfice net ajusté – 2020	188 $	665 $
Rendement des unités d’exploitation
Augmentation du bénéfice à Emera Energy Services (« EES »)	9	37
découlant de conditions de marché favorables
Augmentation du bénéfice à PGS attribuable à l’augmentation des	10	36
produits des ventes au tarif de base résultant de la hausse des tarifs
de base le 1erjanvier 2021 et de la croissance de la clientèle
Augmentation du bénéfice à NSPI attribuable à l’accroissement du	7	15
volume des ventes d’un trimestre à l’autre. D’un exercice à l’autre,
l’augmentation est attribuable à l’augmentation des produits
d’exploitation, à la baisse des intérêts sur le report réglementaire lié
au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible et à
la diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices
Diminution du bénéfice à Tampa Electric résultant de la hausse de la	(16)	(39)
charge d’amortissement reflétant une augmentation des dépenses en
immobilisations et une décision réglementaire en 2020, de l’incidence
du raffermissement du dollar canadien et de la diminution des
produits des ventes au tarif de base attribuable aux conditions
météorologiques, facteurs partiellement contrebalancés par
l’augmentation de la provision pour fonds utilisés pendant la
construction (la«PFUPC»)
Diminution du bénéfice en raison de la vente d’Emera Maine	-	(6)
au premiertrimestre de2020
Impôts
Réévaluation des actifs et passifs nets d’impôts reportés sur les	-	14
bénéfices du siège social, de NSPI et d’Emera Energy au premier
trimestre de 2020 en raison de la réduction du taux d’imposition des sociétés de la province de Nouvelle-Écosse
Comptabilisation du recouvrement d’impôts sur les bénéfices des	-	(10)
sociétés au premier trimestre de 2020 précédemment reporté comme
un passif réglementaire en 2018 à BLPC
Siège social
Diminution des intérêts débiteurs, avant impôts, attribuable à	6	35
l’incidence du raffermissement du dollar canadien et à la baisse des
taux d’intérêt. La diminution enregistrée d’un exercice à l’autre
découle également du remboursement de la dette de la société
Gain réalisé sur les couvertures effectuées pour gérer le risque lié au	2	19
bénéfice en devises étrangères
Décision relative à TGH, déduction faite des impôts et des frais	(36)	(36)
juridiques au quatrième trimestre de 2020. Se reporter à la rubrique
«Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice»
Autres écarts	(2)	(7)
Bénéfice net ajusté – 2021	168 $	723$

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

	Exercices	clos les 31	décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020	2019
Flux de trésorerie liés à l’exploitation avant la variation	1 337 $	1 420 $	1 598 $
du fonds de roulement
Variation du fonds de roulement	(152)	217	(73)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	1 185 $	1 637 $	1 525 $
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(2 332) $	(1 224) $	(1 617) $
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	1 311$	(372) $	14$

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

		Aux 31	décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020	2019
Totaldel’actif	34 244$	31 234$	31842$
Total de la dette à long terme (y compris la tranche échéant à	14 658 $	13 721 $	14 180 $
moins d’un an)

Faits saillants de l’état des résultats consolidé

							Exercice
	Trois mois	clos les		Exercices	clos les		clos le
en millions de dollars canadiens)	31 décembre			31 décembre			31 décembre
(sauf les montants par action)	2021	2020	Variation	2021	2020	Variation	2019
Produits d’exploitation	1 868 $	1 537 $	331 $	5 765 $	5 506 $	259 $	6 111 $
Charges d’exploitation	1 352	1 148	(204)	4 835	4 359	(476)	4 768
Bénéfice d’exploitation	516 $	389 $	127 $	930 $	1 147 $	(217) $	1 343 $
Quote-part du bénéfice des placements	32	36	(4)	143	149	(6)	154
dans des sociétés satellites
Autres produits nets	26	75	(49)	93	708	(615)	12
Intérêts débiteurs nets	151	159	8	611	679	68	738
Charge (recouvrement) d’impôts sur	85	57	(28)	(6)	341	347	61
les bénéfices
Bénéfice net	338 $	284 $	54 $	561 $	984 $	(423) $	710 $
Bénéfice net attribuable aux porteurs	324 $	273 $	51 $	510 $	938 $	(428) $	663 $
d’actions ordinaires
Gain à la vente, après impôts et coûts	-	-	-	-	309	(309)	-
de transaction
Pertes de valeur, après impôts	-	-	-	-	(26)	26	(34)
Gains découlant de la réévaluation à la	156	85	71	(213)	(10)	(203)	76
valeur du marché après impôts
Bénéfice net ajusté attribuable aux	168 $	188 $	(20) $	723 $	665 $	58 $	621 $
porteurs d’actions ordinaires
Résultat de base par action ordinaire	1,24 $	1,09 $	0,15 $	1,98 $	3,78 $	(1,80) $	2,76 $
Résultat dilué par action ordinaire	1,20 $	1,08 $	0,12 $	1,98 $	3,78 $	(1,80) $	2,76 $
Résultat ajusté de base par action	0,64 $	0,75 $	(0,11) $	2,81 $	2,68 $	0,13 $	2,59 $
ordinaire
Dividendes par action ordinaire déclarés	0,6625 $	0,6375 $	0,0250 $	2,5750 $	2,4750 $	0,1000 $	2,3750 $
BAIIA ajusté	582$	599 $	(17) $	2 367$	2 343 $	24 $	2 339$

Produits d’exploitation

Les produits d’exploitation ont augmenté de 331 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 comparativement au quatrième trimestre de 2020. Abstraction faite de l’augmentation de 112 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, les produits d’exploitation ont augmenté de 219 millions de dollars, en raison des facteurs suivants :

une augmentation de 97 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride attribuable à l’augmentation des produits tirés de la clause de recouvrement des coûts du combustible résultant de la hausse des coûts du combustible, partiellement contrebalancée par la diminution des produits des ventes au tarif de base attribuable aux conditions météorologiques moins favorables qu’au quatrième trimestre de 2020 et par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 82 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure attribuable à une augmentation des tarifs de base à PGS et à NMGC à compter du 1[er] janvier 2021, à la croissance de la clientèle à PGS et à la hausse des produits liée à la clause d’ajustement relatif au gaz acheté à PGS et à NMGC découlant des prix du gaz plus élevés. Ces augmentations ont été partiellement contrebalancées par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;

une augmentation de 21 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité attribuable à l’augmentation des produits liés au combustible à BLPC qui a découlé de la hausse des prix du combustible;
une augmentation de 17 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres attribuable à la hausse de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à EES attribuable surtout aux conditions de marché favorables.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les produits d’exploitation ont augmenté de 259 millions de dollars par rapport à 2020. Abstraction faite de l’augmentation de 241 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché, les produits d’exploitation ont augmenté de 500 millions de dollars, en raison des facteurs suivants :

une augmentation de 244 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride attribuable à l’augmentation des produits tirés de la clause de recouvrement des coûts du combustible résultant de la hausse des coûts du combustible, partiellement contrebalancée par la diminution des produits des ventes au tarif de base attribuable aux conditions météorologiques moins favorables qu’à l’exercice précédent et par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 222 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure en raison de la hausse des tarifs de base à PGS et à NMGC à compter du 1[er] janvier 2021, de la croissance de la clientèle à PGS et de la hausse des produits liée à la clause d’ajustement relatif au gaz acheté à PGS et à NMGC découlant des prix du gaz plus élevés. Ces augmentations ont été partiellement contrebalancées par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 64 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres en raison de la hausse de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à EES attribuable surtout aux conditions de marché favorables.

Ces incidences ont été partiellement contrebalancées par :

une diminution de 29 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.

Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation ont augmenté de 204 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 comparativement au quatrième trimestre de 2020. Les charges d’exploitation ont augmenté en raison des facteurs suivants :

une augmentation de 121 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride en raison de la hausse des prix du gaz naturel, partiellement contrebalancée par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 73 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure en raison de la hausse des prix du gaz à PGS et à NMGC, partiellement contrebalancée par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 28 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison de la hausse des prix du combustible à BLPC.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les charges d’exploitation ont augmenté de 476 millions de dollars par rapport à 2020. Abstraction faite des pertes de valeur de 26 millions de dollars en 2020, les charges d’exploitation ont augmenté de 502 millions de dollars, en raison des facteurs suivants :

une augmentation de 331 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics d’électricité de la Floride attribuable à la hausse des prix du gaz naturel, partiellement contrebalancée par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;

une augmentation de 187 millions de dollars enregistrée par le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure attribuable à la hausse des prix du gaz à PGS et à NMGC, partiellement contrebalancée par l’incidence du raffermissement du dollar canadien;
une augmentation de 42 millions de dollars enregistrée par le secteur Autres services publics d’électricité en raison de la hausse des prix du combustible à BLPC.

Ces incidences ont été partiellement contrebalancées par :

une diminution de 48 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.

Autres produits nets

Les autres produits nets ont diminué au cours du quatrième trimestre de 2021 et de l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de 2020, en raison principalement de la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la diminution découle aussi principalement du gain avant impôts à la vente d’Emera Maine comptabilisé au premier trimestre de 2020.

Intérêts débiteurs nets

Les intérêts débiteurs nets ont diminué au cours du quatrième trimestre de 2021 et de l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de 2020 en raison de l’incidence du raffermissement du dollar canadien et de la baisse des taux d’intérêt. La diminution enregistrée pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 s’explique également par le remboursement de la dette à long terme de la société.

(Recouvrement) charge d’impôts sur les bénéfices

L’augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices enregistrée au quatrième trimestre de 2021 par rapport à la période correspondante de 2020 est principalement attribuable à la hausse du bénéfice avant la charge d’impôts sur les bénéfices. La diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices en 2021 par rapport à 2020 résulte principalement du gain à la vente d’Emera Maine.

Bénéfice net et bénéfice net ajusté

Pour le quatrième trimestre de 2021, la baisse du bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires par rapport à la période correspondante de 2020 a subi l’incidence favorable de l’augmentation de 71 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts liés principalement à Emera Energy. Abstraction faite des variations favorables découlant de la réévaluation à la valeur du marché, le bénéfice net ajusté a diminué de 20 millions de dollars. Cette diminution est principalement attribuable à la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2020 et à la baisse du bénéfice à Tampa Electric. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par l’augmentation des contributions au bénéfice de PGS, d’EES et de NSPI.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires comparativement à la période correspondante de 2020 a subi l’incidence défavorable du gain à la vente d’Emera Maine de 309 millions de dollars après impôts en 2020, l’incidence défavorable de l’augmentation de 203 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts liée principalement à Emera Energy et l’incidence favorable de la perte de valeur après impôts de 26 millions de dollars enregistrée en 2020. Abstraction faite du gain net à la vente d’Emera Maine comptabilisé en 2020, les variations défavorables découlant de la réévaluation à la valeur du marché et des pertes de valeur comptabilisées en 2020, le bénéfice net ajusté a augmenté de 58 millions de dollars. L’augmentation s’explique principalement par l’apport accru des contributions au bénéfice d’EES, de PGS et de NSPI, par la diminution des intérêts débiteurs du siège social, par les profits réalisés sur les couvertures de change et par la réévaluation en 2020 des impôts reportés attribuable à une réduction du taux d’imposition des sociétés de la Nouvelle-Écosse. L’augmentation a été partiellement contrebalancée par la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2020, par l’incidence du raffermissement du dollar canadien et par la comptabilisation en 2020 d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices des sociétés reporté comme un passif réglementaire en 2018 à BLPC.

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

Le résultat de base par action ordinaire a été plus élevé au quatrième trimestre de 2021 qu’au quatrième trimestre de 2020 en raison de la hausse du bénéfice dont il est question ci-dessus, partiellement contrebalancée par l’incidence de la hausse du nombre moyen pondéré d’actions en circulation. Le résultat ajusté de base par action ordinaire a été moins élevé au quatrième trimestre de 2021 qu’au quatrième trimestre de 2020 en raison de la baisse du bénéfice dont il est question ci-dessus et de l’incidence de la hausse du nombre moyen pondéré d’actions en circulation.

Le résultat de base par action ordinaire a diminué pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport à celui de 2020 en raison de la baisse du bénéfice dont il est question ci-dessus et de l’incidence de la hausse du nombre moyen pondéré d’actions en circulation. Le résultat ajusté de base par action ordinaire a augmenté pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport à celui de 2020 en raison de la hausse du bénéfice ajusté dont il est question ci-dessus; cette augmentation a été contrebalancée par l’incidence de la hausse du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation.

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.

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 2021 et 2020 s’établissent comme suit :

	Trois	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
		31 décembre		31 décembre
	2021	2020	2021	2020
Taux de change moyen pondéré $ CA/$ US	1,26	$ 1,30 $	1,26	$ 1,34 $
Taux de change$CA/$US à la clôture de lapériode	1,27	$ 1,27$	1,27	$ 1,27$

Le raffermissement du dollar canadien a entraîné une diminution de 10 millions de dollars du bénéfice net et de 1 million de dollars du bénéfice net ajusté au quatrième trimestre de 2021 par rapport au quatrième trimestre de 2020. Le raffermissement du dollar canadien a entraîné une diminution de 17 millions de dollars du bénéfice net et de 28 millions de dollars du bénéfice net ajusté pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport à 2020.

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.

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

	Trois	mois clos les	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
		31 décembre			31 décembre
en millions de dollars américains	2021		2020	2021		2020
Services publics d’électricité de la Floride	67	$	76 $	369	$	372 $
Autres services publics d’électricité	4		5	16		24
Services publics de gaz naturel et infrastructure1)	37		30	130		97
Secteur Autres2)	(20)		5	(98)		(102)
Total3)	88	$	116 $	417	$	391 $

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’EES et de Bear Swamp, ainsi que les intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains d’Emera Inc.

3) Déduction faite d’un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 122 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 (gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 62 millions de dollars en 2020) et d’une perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 164 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 11 millions de dollars en 2020 et gain à la vente d’Emera Maine de 212 millions de dollars, après impôts et coûts de transaction).

SURVOL DE L’ENTREPRISE ET PERSPECTIVES COMMERCIALES

Pandémie de COVID-19

Les priorités de la société restent la prestation fiable de services énergétiques essentiels pour répondre aux demandes des clients tout en préservant la santé et la sécurité de ses clients et de ses employés, ainsi que le soutien aux collectivités au sein desquelles Emera exerce ses activités.

Bien que la pandémie actuelle de COVID-19 continue d’avoir des répercussions diverses dans les zones de service où Emera exerce ses activités, sur une base consolidée, la COVID-19 n’a eu aucune incidence financière importante sur le bénéfice net en 2021. Les reports de projets d’investissement et les perturbations de la chaîne d’approvisionnement ont aussi été minimes. La société continue à surveiller l’évolution de la situation et des conditions économiques et assure un suivi continu des recommandations des autorités de santé publique locales et nationales relatives à la COVID-19 et adapte les exigences fonctionnelles selon les besoins.

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, mais elle ne devrait pas avoir une incidence financière importante en 2022. Les répercussions futures dépendront de divers facteurs, notamment de la durée et de la gravité de la pandémie, le moment et l’efficacité de la vaccination, des mesures gouvernementales, de l’activité économique et de la consommation d’énergie dans l’avenir.

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 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.

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 » pour plus de précisions.

Se reporter aux rubriques « Perspectives » de chaque secteur ci-après pour une analyse des incidences propres à chaque société affiliée, s’il y a lieu.

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 10,7 milliards de dollars américains d’actifs et quelque 810 600 abonnés au 31 décembre 2021, Tampa Electric possède une capacité de production de 5 919 MW d’électricité, dont 77 pour cent proviennent de centrales au gaz naturel, 12 pour cent, de l’énergie solaire et 11 pour cent, de centrales au charbon. Tampa Electric possède 2 165 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 19 530 kilomètres d’installations de distribution d’électricité.

À compter de 2022, le RCP réglementé approuvé de Tampa Electric se situe entre 9,00 pour cent et 11,00 pour cent, moyennant une participation autorisée de 54 pour cent dans la structure du capital (entre 9,25 pour cent et 11,25 pour cent en 2021, moyennant une participation autorisée de 54 pour cent dans la structure du capital). Un RCP de 9,95 pour cent (10,25 pour cent en 2021) sera utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses. Voir ci-dessous pour plus de précisions.

Tampa Electric prévoit dégager en 2022 un RCP se situant dans sa fourchette. Les nouveaux tarifs de base entrant en vigueur le 1[er] janvier 2022 entraîneront une hausse du bénéfice en dollars américains en 2022 par rapport à 2021. Le volume des ventes de Tampa Electric devrait être semblable à celui de 2021, qui avait bénéficié d’un temps plus chaud que la normale (une moyenne statistique de degrés-jours sur 20 ans). Tampa Electric prévoit que les taux de croissance de la consommation de 2022 seront semblables à ceux de 2021, ce qui reflète la croissance économique actuelle prévue en Floride.

Le 19 janvier 2022, Tampa Electric a demandé de procéder à un rajustement à mi-parcours de ses frais de combustible et de capacité pour recouvrer un montant supplémentaire de 169 millions de dollars américains, à compter des factures des clients d’avril 2022, en raison d’une hausse des coûts de combustible et de capacité. La FPSC devrait rendre sa décision en mars 2022.

Le 6 août 2021, Tampa Electric a déposé auprès de la FPSC une requête conjointe aux fins de l’approbation d’une convention de règlement (la « convention de règlement ») par Tampa Electric et les intervenants relativement à son dossier sur les tarifs déposé auprès de la FPSC en avril 2021. La convention de règlement prévoit une augmentation annuelle prospective des tarifs de 191 millions de dollars américains, à compter des factures de janvier 2022. Cette augmentation consistera en une somme de 123 millions de dollars américains correspondant aux tarifs de base et en une somme de 68 millions de dollars américains pour recouvrer les coûts de mise hors service d’actifs, notamment des actifs de production d’électricité au charbon de la centrale Big Bend, soit les unités 1 à 3, et d’actifs liés aux compteurs. La convention de règlement comprend également deux rajustements dans les années à venir, soit de 90 millions de dollars américains et de 21 millions de dollars américains, prenant respectivement effet en janvier 2023 et en janvier 2024, liés au recouvrement d’investissements futurs dans le projet de modernisation de la centrale Big Bend et à la génération d’énergie solaire. La participation autorisée dans la structure du capital continuera d’être de 54 pour cent à l’égard du capital provenant d’investisseurs. La convention de règlement prévoit un RCP réglementé approuvé se situant entre 9,0 pour cent et 11,0 pour cent avec un rendement médian de 9,95 pour cent. Elle prévoit également une augmentation de 25 points de base dans la fourchette et la médiane du RCP approuvé, et des produits additionnels de 10 millions de dollars américains, si le rendement des obligations du Trésor des États-Unis dépasse un seuil précis fixé à la date à laquelle la FPSC vote pour approuver la convention. Aux termes de la convention, les tarifs de base ne subiront aucun autre changement entre le 1[er] janvier 2022 et le 31 décembre 2024, à moins que le RCP réalisé de Tampa Electric ne tombe en dessous du plancher de la fourchette pendant cette période. La convention de règlement comprend une disposition selon laquelle Tampa Electric accepte de quantifier l’incidence future d’un changement des taux d’imposition sur le bénéfice d’exploitation net par l’entremise d’une réduction ou d’une augmentation des produits des ventes au tarif de base dans les 180 jours suivant l’entrée en vigueur de cette modification fiscale. La convention de règlement crée en outre un mécanisme de recouvrement des coûts de retrait des unités de production d’électricité au charbon et des actifs liés aux compteurs sur une période de 15 ans qui excède la durée de cette convention. La convention de règlement fixe de nouveaux taux d’amortissement et de démantèlement qui entreront en vigueur le 1[er ] janvier 2022. Elle contient des dispositions selon lesquelles Tampa Electric n’aura pas à déposer une autre évaluation des amortissements pendant la durée de la convention, mais déposera une nouvelle évaluation des amortissements au plus tard un an, et au moins 90 jours, avant le dépôt de sa prochaine procédure liée aux tarifs de base généraux. Tampa Electric a accepté de ne pas couvrir le gaz naturel pendant la période qui prendra fin le 31 décembre 2024. Le 21 octobre 2021, la FPSC a approuvé la convention de règlement et l’ordonnance définitive, reflétant cette approbation, a été émise en novembre 2021.

Les dépenses en immobilisations du secteur Services publics d’électricité de la Floride prévues pour 2022 sont d’environ 1,1 milliard de dollars américains (1,2 milliard de dollars américains en 2021), y compris la PFUPC. Les projets d’investissement visent notamment la poursuite de la modernisation de la centrale électrique Big Bend, les investissements dans les projets solaires, la modernisation des réseaux électriques et les investissements visant à rendre les installations plus résistantes aux tempêtes.

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 de 6,1 milliards de dollars et d’environ 536 000 clients, NSPI possède une capacité de production de 2 420 MW d’électricité, dont environ 44 pour cent proviennent de centrales au charbon, 28 pour cent de centrales au gaz naturel et/ou au mazout, 19 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 546 MW. NSPI possède environ 5 000 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 28 000 kilomètres d’installations de distribution d’électricité.

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. En raison de la croissance continue des tarifs de base, NSPI prévoit dégager un RCP respectant sa fourchette autorisée en 2022 et s’attend à ce que les bénéfices soient semblables à ceux de 2021. Le temps plus chaud que la normale a eu un effet négatif sur le volume des ventes de NSPI en 2021. En supposant des conditions météorologiques normales en 2022, NSPI s’attend à ce que le volume des ventes soit supérieur à celui de 2021.

Les activités de NSPI sont actuellement régies par un plan triennal de stabilité tarifaire du combustible, 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).

Le 27 janvier 2022, NSPI a déposé une demande générale de hausse tarifaire (« DGHT ») auprès de la Régie. La DGHT propose un plan de stabilité tarifaire pour les années 2022 à 2024 qui comprend des augmentations moyennes du tarif de base de 2,9 pour cent par année et des augmentations moyennes des prix du combustible conformément à la DGHT de 0,8 pour cent par année le 1[er] août 2022, le 1[er] janvier 2023 et le 1[er] janvier 2024. Les tarifs proposés entraîneraient des hausses des produits supplémentaires annualisés (tarif de base de base et prix du combustible) de 52 millions de dollars en 2022 (dont 21 millions de dollars liés à la période du 1[er] août 2022 au 31 décembre 2022), 54 millions de dollars en 2023 et 56 millions de dollars en 2024. Une décision de la Régie est attendue plus tard cette année.

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.

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 (les « GES ») 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.

Au premier trimestre de 2021, NSPI a reçu 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 pour 2021 seront utilisées en 2021 ou attribuées au cours de la période de conformité initiale de quatre ans se terminant en 2022. Outre les autorisations accordées, NSPI est autorisée à acheter jusqu’à cinq pour cent des crédits disponibles lors des ventes aux enchères provinciales. Tout déficit d’autorisations restant nécessite l’achat de crédits de réserve directement auprès du gouvernement provincial. On prévoit que le prix des crédits de réserve sera supérieur au prix des enchères provinciales. La conformité devrait être assurée par l’octroi d’autorisations d’émissions, la réduction des émissions en partie attribuable à la livraison d’énergie à partir de Muskrat Falls et l’achat de crédits dans le cadre du programme de plafonnement et d’échange d’émissions, y compris les crédits de réserve. 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.

La quantité d’énergie provenant de sources renouvelables a augmenté avec les obligations de livraison de Nalcor Energy (« Nalcor ») du bloc de la Nouvelle-Écosse d’électricité transmise par l’entremise du lien maritime à partir du projet hydroélectrique de Muskrat Falls (« Muskrat Falls ») à compter du 15 août 2021. Nalcor fournira à NSPI environ 900 GWh d’électricité par année pendant 35 ans. De plus, pendant les cinq 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. Puisque Nalcor en est aux dernières étapes de la mise en service du projet LIL, il y aura des interruptions périodiques de l’approvisionnement liées à la mise en service, et tout déficit de livraison qui en résultera sera comblé à une date convenue par les sociétés. À compter de septembre 2022, NSPI aura 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. En vertu 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. Nalcor prévoit terminer la mise en service définitive des projets du cours inférieur du fleuve Churchill (y compris Muskrat Falls et LIL) au premier semestre de 2022.

Conformément à la réglementation portant sur les énergies renouvelables qui a été imposée par voie législative au niveau provincial, 40 pour cent des ventes d’électricité doivent provenir de sources renouvelables. Cette norme était fondée sur la réception de l’intégralité du bloc de la Nouvelle-Écosse. En raison du retard dans la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse, le gouvernement provincial a fourni à NSPI un plan de conformité de remplacement en 2020, 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. La livraison complète du bloc de la Nouvelle-Écosse n’ayant commencé que récemment, la capacité de NSPI à réaliser 40 pour cent de ses ventes totales à partir de sources renouvelables au cours de la période de 2020 à 2022 pourrait être compromise. S’il s’avère que NSPI n’a pas agi de manière dûment diligente, elle pourrait être soumise à une pénalité maximale de 10 millions de dollars. Au fur et à mesure que l’année 2022 avance, NSPI surveillera ses progrès vers l’atteinte de la norme de 40 pour cent et, conformément aux exigences de la réglementation portant sur les énergies renouvelables, NSPI entend agir de manière dûment diligente.

Plusieurs évolutions récentes en matière d’environnement se sont produites aux paliers fédéral et provincial, comme il est décrit ci-après. Ces évolutions sont conformes à la stratégie de décarbonisation de NSPI et faciliteront une transition accélérée vers une énergie plus propre. NSPI dialogue avec les gouvernements fédéral et provinciaux, les clients et les parties prenantes en vue de respecter ces exigences et d’atteindre ces objectifs et ces cibles tout en s’efforçant de maintenir un prix abordable pour les clients.

Le 5 novembre 2021, le gouvernement provincial a adopté le projet de loi 57, intitulé Environmental Goals and Climate Change Reduction Act (Loi sur les objectifs environnementaux et la réduction du changement climatique), qui signale son intention de mettre en œuvre plusieurs objectifs liés aux changements climatiques et des cibles de réduction des gaz à effet de serre, dont plusieurs chevauchent et remplacent des dispositions de lois préexistantes. La loi introduit également un objectif visant à éliminer progressivement la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse d’ici 2030. Des règlements provinciaux ultérieurs devront préciser comment ces objectifs et cibles seront atteints.

Le 5 août 2021, le gouvernement fédéral a publié une mise à jour du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre . Cette mise à jour (le « cadre de référence fédéral ») s’applique à la période de 2023 à 2030 et met en place le mécanisme juridique permettant d’augmenter la taxe sur le carbone au Canada de 15 $ par tonne par an et d’atteindre 170 $ par tonne d’ici 2030. Elle décrit également les critères de conformité minimaux permettant de reconnaître des systèmes comme le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse pour qu’ils soient considérés comme équivalents au cadre de référence fédéral.

Le 9 juillet 2021, le gouvernement provincial de la Nouvelle-Écosse a modifié la réglementation intitulée Renewable Electricity Regulations (Réglementation sur l’électricité renouvelable), imposant que 80 pour cent de l’électricité vendue soit produite à partir de sources renouvelables d’ici 2030.

Le 29 juin 2021, le gouvernement fédéral a adopté le projet de loi C-12, Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité , avec pour objectif d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050.

En 2022, NSPI s’attend à investir 530 millions de dollars (388 millions de dollars en 2021), y compris la PFUPC, principalement dans des projets d’investissement visant à assurer la fiabilité du réseau, à renouveler des infrastructures hydroélectriques et à accroître la production d’énergie renouvelable.

ENL

Le total de la quote-part du bénéfice de NSPML et de LIL devrait être plus élevé en 2022 qu’en 2021. Les investissements dans NSPML et LIL sont comptabilisés au poste « Placements assujettis à une influence notable » des bilans consolidés d’Emera.

NSPML

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.

Les actifs du lien maritime sont entrés en service le 15 janvier 2018, permettant le transport de l’énergie entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse, ainsi qu’une fiabilité accrue et des avantages connexes, ce qui favorise l’efficacité et la fiabilité de l’énergie des deux provinces. Nalcor continue de progresser vers l’achèvement du projet LIL, la mise en service définitive de celui-ci étant prévue au premier semestre de 2022. Les obligations de livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse de Nalcor ont débuté le 15 août 2021 et le bloc de la Nouvelle-Écosse sera livré au cours des 35 prochaines années aux termes des conventions de projets. Puisque Nalcor en est aux dernières étapes de la mise en service du projet LIL, il y aura des interruptions de l’approvisionnement liées à la mise en service, et tout déficit de livraison qui en résultera sera comblé à une date convenue par les sociétés.

NSPML a obtenu l’approbation de la Régie pour percevoir de NSPI jusqu’à 172 millions de dollars (145 millions de dollars en 2020) pour le recouvrement des coûts associés au lien maritime en 2021. Cette autorisation était assujettie à une retenue d’au plus 10 millions de dollars qui était fonction du moment où débutait la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse. Le 18 janvier 2022, la Régie a ordonné à NSPI de verser à NSPML environ 10 millions de dollars de la retenue de 2021. NSPML a reporté le recouvrement et la comptabilisation de frais d’amortissement de 23 millions de dollars. Un montant d’environ 162 millions de dollars est inclus dans les tarifs de NSPI en 2022.

Le 9 août 2021, NSPML a déposé une demande des coûts d’investissement finale auprès de la Régie en vue d’une approbation du recouvrement des coûts d’investissement liés au lien maritime et d’une approbation de l’évaluation de NSPML pour 2022. En décembre 2021, NSPML a obtenu une décision provisoire de la Régie approuvant des tarifs provisoires à compter du 1[er] janvier 2022, jusqu’à la réception de la décision de la Régie concernant la demande. Le 9 février 2022, la Régie a rendu sa décision concernant le projet de lien maritime, approuvant le tarif de base demandé par NSPML d’environ 1,8 milliard de dollars, moins des coûts qui n’auraient pas été recouvrables s’ils avaient été engagés par NSPI. La Régie a également approuvé des produits requis en 2022 d’environ 168 millions de dollars relativement à NSPML; ces produits sont assujettis à une retenue de 2 millions de dollars par mois à compter du 1[er] avril 2022 et jusqu’à la fin de l’année. Cette retenue doit servir à financer tous les coûts d’énergie de remplacement encourus par NSPI en raison d’un déficit de 10 pour cent ou plus dans les livraisons du bloc de la Nouvelle-Écosse prévues par contrat chaque mois et sera autrement remise à NSPML. NSPML est tenue de fournir à la Régie une attestation de conformité au plus tard le 16 février 2022, laquelle confirmera les incidences de cette décision, notamment le montant des éléments irrécouvrables, qui ne devrait pas dépasser 10 millions de dollars (avant impôts).

NSPML prévoit investir en 2022 environ 5 millions de dollars (6 millions de dollars en 2021) en dépenses en immobilisations.

LIL

ENL agit à titre de commanditaire, avec Nalcor, dans le projet de lien de transport LIL. La construction du projet LIL est terminée et Nalcor prévoit la mise en service définitive du projet au premier semestre de 2022.

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 682 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 272 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 les projets réalisés sur le cours inférieur du fleuve Churchill 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, qui est prévue au premier semestre de 2022, et, jusque-là, Emera continuera de comptabiliser un bénéfice tiré de la PFUPC.

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.

BLPC

Comptant 489 millions de dollars américains d’actifs et quelque 132 000 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. BLPC possède des installations de transport s’étendant sur environ 188 kilomètres et des installations de distribution s’étendant sur 3 800 kilomètres. Le taux de rendement réglementé approuvé sur les tarifs de BLPC est de 10,0 pour cent.

GBPC

Comptant 349 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 90 kilomètres et d’installations de distribution s’étendant sur 670 kilomètres. La remise en état des unités de production endommagées par l’ouragan Dorian a été achevée en 2021. Le taux de rendement réglementé approuvé sur les tarifs de GBPC est de 8,23 pour cent pour 2022 (8,37 pour cent pour 2021). Voir ci-après pour plus de précisions.

Domlec

Domlec sert environ 35 700 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 en dollars américains du secteur Autres services publics d’électricité devrait augmenter en 2022 par rapport à l’exercice précédent en raison de la hausse du bénéfice attribuable à l’augmentation des tarifs de base à GBPC et à BLPC et au fait que les économies locales continuent à se remettre des incidences de la COVID-19.

BLPC exerce actuellement ses activités dans le cadre d’une franchise lui permettant de produire, de transporter et de distribuer de l’électricité sur l’île de la Barbade 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. En mars 2021, BLPC a conclu une entente commerciale avec le gouvernement de la Barbade pour chacun des types de licence, sous réserve de l’adoption de la loi de mise en œuvre. Après une élection générale déclenchée à la fin de l’année 2021 pour le 19 janvier 2022, les nouvelles licences devraient prendre effet en 2022 à l’issue du processus législatif. La licence de transmission aura une durée de cinq ans, les autres licences ayant des durées allant de 25 à 30 ans. BLPC prévoit que toute augmentation des coûts associée à la mise en œuvre de la nouvelle structure à plusieurs licences sera récupérable au moyen du cadre réglementaire de BLPC. BLPC évalue actuellement l’incidence complète des nouvelles licences sur ses activités et travaille à la mise en œuvre réussie des licences.

Le 4 octobre 2021, BLPC a soumis une demande générale de révision tarifaire à la FTC. La demande vise à obtenir un ajustement des tarifs et la mise en œuvre d’une structure tarifaire reflétant les coûts qui facilitera les changements attendus sur le marché de l’électricité nouvellement réformé et la transition du pays vers une production d’énergie renouvelable à 100 pour cent. L’application de dépenses en immobilisations dans les usines, les équipements et l’infrastructure connexe entraînera une augmentation des produits non liés au combustible annuels d’environ 23 millions de dollars américains une fois la demande approuvée. La demande comprend une requête pour un RCP réglementé approuvé de 12,50 pour cent, moyennant une participation autorisée de 65 pour cent dans la structure du capital. La FTC devrait rendre sa décision d’ici le deuxième semestre de 2022.

Le 14 janvier 2022, la GBPA a rendu sa décision concernant la demande de révision tarifaire de GBPC qui avait été déposée auprès de la GBPA le 23 septembre 2021. La décision, qui entre en vigueur le 1[er] avril 2022, permet une augmentation des produits de 3,5 millions de dollars américains. Les nouveaux tarifs comprennent un RCP réglementé de 12,84 pour cent.

En 2022, les dépenses en immobilisations du secteur Autres services publics d’électricité devraient s’élever à 100 millions de dollars américains (88 millions de dollars américains en 2021) et 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.

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 intraétatique 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.

Peoples Gas System

Comptant 2,2 milliards de dollars américains d’actifs et environ 445 000 abonnés, PGS possède 23 150 kilomètres de canalisations principales destinées au transport du gaz naturel et 13 100 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 1,9 milliard de thermies en 2021.

La fourchette approuvée de RCP pour PGS est 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 est utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses.

New Mexico Gas Company, Inc.

Comptant 1,7 milliard de dollars américains d’actifs et quelque 542 000 abonnés, NMGC distribue du gaz naturel à environ 60 pour cent de la population de 24 des 33 comtés qui forment l’État du Nouveau-Mexique. Elle possède environ 2 424 kilomètres de gazoducs de transport et 17 593 kilomètres de gazoducs de distribution. En 2021, sa capacité de transport s’établissait à environ 839 millions de thermies.

Le RCP approuvé pour NMGC est de 9,375 pour cent, moyennant une participation autorisée de 52 pour cent dans la structure du capital.

Perspectives pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le bénéfice en dollars américains du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devrait être supérieur en 2022 à celui de 2021, 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. La convention de règlement sur les tarifs accorde à PGS la possibilité d’annuler un amortissement total de 34 millions de dollars américains accumulé jusqu’en 2023. Jusqu’à présent, PGS n’a pas annulé cet amortissement accumulé. L’annulation de l’amortissement accumulé devrait avoir lieu au cours des périodes 2022 et 2023.

PGS prévoit dégager un RCP respectant la fourchette approuvée en 2022 et s’attend à ce que les tarifs de base et le bénéfice en dollars américains soient supérieurs à ceux de 2021. PGS prévoit que la croissance de la consommation en 2022 soit favorable (à la suite de la croissance de la population et de la demande de logements en Floride). La croissance du volume des ventes de PGS en 2022 devrait être semblable à la croissance de la consommation.

NMGC prévoit dégager un RCP se rapprochant de son RCP autorisé en 2022 et s’attend à ce que les tarifs de base soient supérieurs à ceux de 2021. NMGC s’attend à ce que les taux de croissance de la consommation soient conformes aux tendances historiques.

Le 13 décembre 2021, NMGC a déposé une demande de hausse tarifaire auprès de la NMPRC pour que de nouveaux tarifs entrent en vigueur en janvier 2023. NMGC a demandé une augmentation de 41 millions de dollars américains des produits de base annuels, principalement en raison de l’augmentation des coûts d’exploitation et des dépenses en immobilisations dans les gazoducs et les infrastructures connexes. Une décision de la NMPRC est attendue d’ici la fin de 2022.

En février 2021, l’État du Nouveau-Mexique a connu un épisode de froid extrême qui a entraîné un surcoût de 108 millions de dollars américains pour les coûts du gaz par rapport à ce qu’il aurait normalement payé pendant cette période. NMGC recouvre normalement les coûts qu’elle engage pour s’approvisionner en gaz naturel et les coûts connexes aux termes d’une clause d’ajustement relatif au gaz acheté. Le 16 avril 2021, NMGC a déposé une motion de redressement extraordinaire, comme l’autorisent les règles de la NMPRC, afin de prolonger les modalités de remboursement des coûts du gaz supplémentaires et de recouvrer des frais de crédit. Le 15 juin 2021, la NMPRC a approuvé le recouvrement des 108 millions de dollars américains et des coûts d’emprunt connexes sur une période de 30 mois débutant le 1[er] juillet 2021.

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 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 commencera en 2022. Les investissements en immobilisations corporelles s’élèvent à environ 100 millions de dollars américains; la majorité de ceux-ci ont été réalisés avant la fin de 2021.

En 2022, les dépenses en immobilisations du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devraient s’élever à environ 445 millions de dollars américains (407 millions de dollars américains en 2021), y compris la PFUPC. PGS investira pour étendre son réseau et pour soutenir la croissance de la consommation. NMGC continuera à réaliser des investissements pour maintenir la fiabilité de son système et soutenir la croissance de la clientèle.

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 et Emera Technologies LLC (« ETL »). Emera Energy comprend EES, entreprise de commercialisation et de négociation d’énergie physique détenue en propriété exclusive et 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 633 MW située dans le nord-ouest de l’État du Massachusetts. ETL est une société technologique détenue à part entière, qui se consacre à la recherche de moyens de fournir une énergie renouvelable et résiliente aux clients.

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, 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 du gaz naturel et de l’électricité. 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 à l’intérieur de sa fourchette de prévisions de 15 à 30 millions de dollars américains (marge de 45 à 70 millions de dollars américains).

La perte nette ajustée du secteur Autres devrait augmenter en 2022, en fonction du retour d’EES à sa fourchette de bénéfice habituelle en 2022, de l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, de la baisse des profits de change réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie et de la hausse des intérêts débiteurs. Cette baisse devrait être partiellement contrebalancée par une diminution des impôts découlant d’une perte nette plus élevée.

En 2022, les dépenses en immobilisations du secteur Autres devraient s’élever à 2 millions de dollars (1 million de dollars en 2021).

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

Les variations importantes survenues aux bilans consolidés résumés entre le 31 décembre 2020 et le 31 décembre 2021 incluent ce qui suit :

	Augmentation
en millions de dollars canadiens	(diminution)	Explication
Actif
Trésorerie et équivalents de trésorerie	174 $	Augmentation attribuable à la trésorerie d’exploitation,
		aux émissions nettes de titres de créance de TEC, de
		NMGC et de GBPC, ainsi qu’à l’émission d’actions
		privilégiées et ordinaires. Cette hausse a été
		partiellement contrebalancée par les investissements
		dans les immobilisations corporelles et par les
		dividendes sur les actions ordinaires.
Stocks	85	Augmentation découlant de la hausse des prix des
		produits de base à Emera Energy, ainsi que de
		l’augmentation des stocks de combustible et des
		stocks de matières à NSPI.
Instruments dérivés (à court terme et à long	203	Augmentation attribuable à la hausse des prix des
terme)		produits de base et aux nouveaux contrats dérivés,
		partiellement contrebalancée par les règlements
		à NSPI.
Actifs réglementaires (à court terme et à long	982	Augmentation résultant du recouvrement des coûts
terme)		d’investissement de Tampa Electric pour les actifs mis
		hors service par anticipation, de la hausse des reports
		liés au mécanisme de rajustement attribuable au prix
		du combustible, de l’augmentation des actifs
		réglementaires d’impôts reportés à NSPI et du
		recouvrement des coûts du gaz lié à l’événement
		hivernal de NMGC. Cette hausse a été partiellement
		contrebalancée par une diminution des reports de
		cotisations aux régimes de retraite et d’avantages
		postérieurs au départ à la retraite à Tampa et à PGS.
Débiteurs et autres actifs (à court terme et à	674	Augmentation liée à la hausse de la garantie en
long terme)		trésorerie et des créances clients en raison de la
		hausse des prix des produits de base, ainsi que de
		l’augmentation des actifs de transport du gaz à Emera
		Energy et de la hausse des actifs au titre des régimes
		de retraite et des avantages postérieurs au départ à la
		retraite à TEC et à NSPI.
Immobilisations corporelles, déduction faite	818	Augmentation attribuable aux ajouts à Tampa Electric,
de l’amortissement cumulé		à PGS et à NSPI, partiellement contrebalancée par le
		reclassement lié au recouvrement des coûts
		d’investissement de Tampa Electric pour les actifs mis
		hors service par anticipation.

	Augmentation
en millions de dollars canadiens	(diminution)	Explication
Passif et capitaux propres
Dette à court terme et dette à long terme	1 054 $	Augmentation attribuable aux émissions de titres de
(y compris la tranche échéant		créance à long terme à TEC, à NMGC et à GBPC,
à moins d’un an)		ainsi qu’aux remboursements nets sur les facilités de
		crédit à TEC, à NSPI et pour le siège social. Cette
		hausse a été partiellement contrebalancée par le
		remboursement de la dette à TEC.
Créditeurs	337	Augmentation découlant de la hausse des prix des
		produits de base à Emera Energy, de la hausse des
		prix du gaz naturel à Tampa Electric et de
		l’augmentation des positions de la garantie en
		trésorerie sur les instruments dérivés à NSPI.
Passifs d’impôts reportés, déduction faite des	153	Augmentation découlant des déductions fiscales en
actifs d’impôts reportés		excédent de l’amortissement comptable liées aux
		immobilisations corporelles.
Instruments dérivés (à court terme et à long	344	Augmentation attribuable aux nouveaux contrats
terme)		obtenus en 2021 et aux variations des positions
		existantes, partiellement contrebalancé par la contre-
		passation de contrats de 2020 à Emera Energy.
Passifs réglementaires (à court terme et à	94	Augmentation découlant des reports liés aux
long terme)		instruments dérivés à NSPI, partiellement
		contrebalancée par la diminution des passifs
		réglementaires d’impôts reportés découlant en raison
		surtout de l’amortissement des impôts reportés sur les
		bénéfices excédentaires liés à la réforme fiscale
		américaine à Tampa Electric, à PGS et à NMGC.
Obligations au titre du régime de retraite et	(83)	Diminution en raison des modifications favorables
des avantages postérieurs au départ à la		apportées aux hypothèses actuarielles et des
retraite		rendements plus élevés sur les placements des actifs
		du régime de retraite à NSPI.
Autres passifs (à court terme et à long terme)	113	Augmentation attribuable aux crédits d’impôt à
		l’investissement liés aux projets d’énergie solaire à
		Tampa Electric et aux charges liées à la conformité
		aux exigences en matière d’émissions à NSPI.
Actions ordinaires	537	Hausse découlant des actions émises aux termes du
		programme d’émission d’actions au cours du marché
		d’Emera et du régime de réinvestissement des
		dividendes.
Actions privilégiées à dividende cumulatif	418	Augmentation attribuable aux émissions d’actions
		privilégiées.
Cumul des autres éléments du résultat global	104	Diminution des coûts non comptabilisés au titre du
		régime de retraite et des avantages postérieurs au
		départ à la retraite en raison des modifications
		favorables apportées aux hypothèses actuarielles,
		ainsi que des rendements du capital investi et des
		amortissements plus élevés que prévu à NSPI. Cette
		baisse a été partiellement contrebalancée par
		l’incidence du raffermissement du dollar canadien sur
		la conversion des comptes des sociétés affiliées
		étrangères d’Emera.
Bénéfices non répartis	(147)	Diminution attribuable aux dividendes payés en
		excédent du bénéfice net.

FAITS RÉCENTS

Majoration des taux de dividendes ordinaires

Le 24 septembre 2021, le conseil d’administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, le faisant passer de 2,55 $ à 2,65 $. Le premier paiement est entré en vigueur le 15 novembre 2021. Emera a également reconduit son objectif de croissance annuelle des dividendes de quatre à cinq pour cent jusqu’en 2024.

Convention de règlement relativement au dossier sur les tarifs de Tampa Electric

Le 6 août 2021, Tampa Electric a déposé auprès de la FPSC une requête conjointe aux fins de l’approbation d’une convention de règlement par Tampa Electric et les intervenants relativement à son dossier sur les tarifs déposé auprès de la FPSC en avril 2021. La convention de règlement prévoit une augmentation annuelle prospective des tarifs de 191 millions de dollars américains, à compter des factures de janvier 2022. Cette augmentation consistera en une somme de 123 millions de dollars américains correspondant aux tarifs de base et en une somme de 68 millions de dollars américains pour recouvrer les coûts de mise hors service d’actifs, notamment des actifs de production d’électricité au charbon de la centrale Big Bend, soit les unités 1 à 3, et d’actifs liés aux compteurs. La convention de règlement comprend également deux rajustements dans les années à venir, soit de 90 millions de dollars américains et de 21 millions de dollars américains, prenant effet en janvier 2023 et en janvier 2024, respectivement, liés au recouvrement d’investissements futurs dans le projet de modernisation de la centrale Big Bend et à la génération d’énergie solaire. La participation autorisée dans la structure du capital continuera d’être de 54 pour cent à l’égard du capital provenant d’investisseurs. La convention de règlement prévoit un RCP réglementé approuvé se situant entre 9,0 pour cent et 11,0 pour cent avec un rendement médian de 9,95 pour cent. Le 21 octobre 2021, la FPSC a approuvé la convention de règlement et l’ordonnance définitive, reflétant cette approbation, a été émise le 10 novembre 2021. Pour plus de renseignements, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — Services publics d’électricité de la Floride ».

Livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse

Les obligations de livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse de Nalcor ont débuté le 15 août 2021, et la livraison se poursuivra au cours des 35 prochaines années aux termes des conventions de projets. Puisque Nalcor en est aux dernières étapes de la mise en service du projet LIL, il y aura des interruptions de l’approvisionnement liées à la mise en service, et tout déficit de livraison qui en résultera sera comblé à une date convenue par les sociétés. Le 9 août 2021, NSPML a déposé une demande des coûts d’investissement finale auprès de la Régie en vue d’une approbation du recouvrement des coûts d’investissement liés au lien maritime et d’une approbation de l’évaluation de NSPML pour 2022. En décembre 2021, NSPML a obtenu une décision provisoire de la Régie approuvant des tarifs provisoires à compter du 1[er] janvier 2022, jusqu’à la réception de la décision de la Régie concernant la demande. Le 9 février 2022, la Régie a rendu sa décision concernant le projet du lien maritime, approuvant le tarif de base demandé par NSPML d’environ 1,8 milliard de dollars, moins des coûts qui n'auraient pas été recouvrables s’ils avaient été engagés par NSPI. Pour plus de renseignements sur le bloc de la Nouvelle-Écosse et la décision de la Régie, se reporter aux rubriques « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — Services publics d’électricité canadiens » et « Obligations contractuelles ».

Actions privilégiées

Le 24 septembre 2021, Emera a émis 9 millions d’actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif, série L, à un prix de 25,00 $ l’action et à un taux de rendement annuel de 4,60 pour cent. Le produit total brut tiré du placement s’est élevé à 225 millions de dollars et le produit total net s’est élevé à 222 millions de dollars. Le produit net tiré du placement des actions privilégiées a été affecté aux frais généraux de la société.

Le 6 avril 2021, Emera a émis 8 millions d’actions privilégiées de premier rang à taux rajusté minimal et à dividende cumulatif, série J, à un prix de 25,00 $ l’action et à un taux de dividende initial de 4,25 pour cent. Le produit total brut tiré du placement s’est élevé à 200 millions de dollars et le produit total net s’est élevé à 196 millions de dollars. Le produit net tiré du placement des actions privilégiées a été affecté aux frais généraux de la société.

Nominations

Conseil d’administration

Le 11 février 2022, Paula Y. Gold-Williams s’est jointe au conseil d’administration d’Emera. M[me] Gold-Williams est l’ancienne présidente et cheffe de la direction de CPS Energy, le plus important service public d’électricité appartenant à une municipalité aux États-Unis qui dessert la ville de San Antonio, au Texas.

Le 11 février 2022, Ian E. Robertson s’est joint au conseil d’administration d’Emera. M. Robertson est le chef de la direction du groupe de sociétés d’acquisition à vocation spécifique Northern Genesis, dont l’objectif est de repérer et d’acquérir des entreprises du secteur de la transition énergétique qui font preuve d’une forte durabilité et d’un alignement environnemental, social et de gouvernance (ESG). Il est l’ancien chef de la direction d’Algonquin Power & Utilities Corp, une société internationale cotée en bourse de production, de transport et de distribution diversifiée.

Le 10 août 2021, Gil C. Quiniones s’est joint au conseil d’administration d’Emera. M. Quiniones est l’ancien président et chef de la direction de la New York Power Authority. Le 13 octobre 2021, M. Quiniones a démissionné du conseil d’administration d’Emera à la suite de sa nomination à un nouveau poste de cadre supérieur dans une autre entreprise.

Équipe de direction

Le 14 septembre 2021, Emera a annoncé que Helen Wesley était nommée présidente de PGS avec effet au 1[er] décembre 2021. M[me] Wesley était jusqu’à présent cheffe de l’exploitation de PGS et succède à T.J. Szelistowski, qui a pris sa retraite en décembre 2021.

INFORMATIONS SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Actions ordinaires		Millions
	Millions	de dollars
Émises et en circulation :	d’actions	canadiens
Solde au 31 décembre 2019	242,48	6 216 $
Émission d’actions ordinaires1)	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	-	(4)
des dividendes
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions	0,42	20
à l’intention des cadres supérieurs
Régime d’achat d’actions àl’intentiondes employés	-	3
Solde au 31 décembre 2020	251,43	6 705 $
Émission d’actions ordinaires2)	4,99	284
Émises contre trésorerie aux termes de régimes d’achat, au cours du marché	4,32	239
Escompte sur les actions achetées aux termes du régime de réinvestissement	-	(4)
des dividendes
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions	0,33	14
à l’intention des cadres supérieurs
Régime d’achat d’actions à l’intention des employés	-	4
Solde au 31 décembre 2021	261,07	7 242 $

1) Au 31 décembre 2020, 4 544 025 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 56,04 $ l’action, pour un produit brut de 255 millions de dollars (251 millions de dollars déduction faite des frais d’émission).

2) Au cours du quatrième trimestre de 2021, 1 247 300 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 59,89 $ l’action, pour un produit brut de 74 millions de dollars (73 millions de dollars déduction faite des frais d’émission après impôts). Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, 4 987 123 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 57,63 $ l’action, pour un produit brut de 287 millions de dollars (284 millions de dollars déduction faite des frais d’émission après impôts). Au 31 décembre 2021, une limite de ventes brutes globale de 457 millions de dollars était toujours disponible aux fins d’émission aux termes du programme ACM.

Au 8 février 2022, 261,2 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 260,8 millions d’actions pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 (251,3 millions d’actions en 2020). Le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation ayant servi au calcul du résultat de base s’est établi à 257,2 millions d’actions pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (247,8 millions d’actions en 2020).

Programme d’émission d’actions ACM

Le 12 août 2021, Emera a renouvelé son programme ACM, qui permet à la société d’émettre au public jusqu’à 600 millions de dollars de nouvelles actions ordinaires au prix courant du marché, à l’occasion et selon son gré. Ce programme a été renouvelé en vertu d’un supplément au prospectus préalable de base simplifié de la société daté du 5 août 2021. Ce programme devrait rester en vigueur jusqu’au 5 septembre 2023.

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES

Services publics d’électricité de la Floride

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

	Trois	mois clos les	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains		31 décembre			31 décembre
(sauf les montants par action)	2021		2020	2021		2020
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	561	$	468 $	2 174	$	1 849 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production d’électricité et	212	$	127 $	713	$	428 $
l’achat d’électricité
Contribution au bénéfice net consolidé	67	$	76 $	369	$	372 $
Contribution au bénéfice net consolidé–$ CA	85	$	101 $	462	$	501 $
Contribution au résultat consolidé de base par action	0,33	$	0,40 $	1,80	$	2,02 $
ordinaire de base–$ CA
Taux de change moyen pondéré entre le dollar canadien et	1,25	$	1,31 $	1,25	$	1,34 $
le dollar américain aux fins du calcul du bénéfice net

Bénéfice net

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

	Trois mois clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2020	76 $	372 $
Augmentation des produits d’exploitation – se reporter à la rubrique	92	324
« Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité »
ci-après
Augmentation des charges liées au combustible pour la production	(85)	(285)
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
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	(11)	(15)
générales attribuable au moment des recouvrements différés au titre de
clauses, l’augmentation des frais généraux de consultation et la hausse
des frais d’assurance
Augmentation de l’amortissement attribuable à une hausse des	(7)	(35)
immobilisations corporelles et à un règlement en 2020
Augmentation du bénéfice tiré de la PFUPC qui a découlé du projet de	4	15
modernisation de la centrale électrique Big Bend et des projets
d’énergie solaire
Autres	(2)	(7)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	67 $	369 $

La contribution en dollars canadiens du secteur Services publics d’électricité de la Floride au bénéfice net consolidé a diminué de 16 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, comparativement au quatrième trimestre de 2020, et a diminué de 39 millions de dollars en 2021 par rapport à 2020. Les diminutions observées pour les deux périodes sont attribuables à l’augmentation des charges d’amortissement reflétant l’augmentation des investissements en immobilisations et un règlement réglementaire en 2020, à l’incidence du raffermissement du dollar canadien et à la diminution des produits des ventes au tarif de base, en partie contrebalancées par l’augmentation du bénéfice tiré de la PFUPC.

Le bénéfice du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2021 a diminué respectivement de 4 millions de dollars et de 34 millions de dollars en raison de l’incidence de la baisse du taux de change.

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

Les produits tirés des ventes d’électricité ont augmenté de 93 millions de dollars pour s’établir à 561 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, en comparaison de 468 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 325 millions de dollars pour s’établir à 2 174 millions de dollars en 2021, en comparaison de 1 849 millions de dollars en 2020. Les hausses observées pour les deux périodes sont attribuables à l’augmentation des produits tirés de la clause de recouvrement des coûts du combustible résultant de la hausse des coûts du combustible, partiellement contrebalancée par la diminution des produits des ventes au tarif de base qui a découlé des conditions météorologiques moins favorables qu’en 2020.

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

	2021		2020
Résidentiel	289	$	256	$
Commercial	163		132
Industriel	48		34
Autres1)	61		46
Total	561	$	468	$

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.

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

en millions de dollars américains

	2021	2020
Résidentiel	1 156$	1 018$
Commercial	602	506
Industriel	172	133
Autres1)	244	192
Total	2 174$	1 849$

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 Gigawattheures (« GWh »)

Volumes des ventes d’électricité pour l’exercice GWh

2021 2020 Résidentiel 2 312 2 465 Commercial 1 525 1 526 Industriel 537 460 Autres 501 515 Total 4 875 4 966	2021 2020
	Résidentiel 9 941 10 122
	Commercial 6 144 6 058
	Industriel 2 122 1 891
	Autres 2 000 1 958
	Total 20 207 20 029

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 5 919 MW au 31 décembre 2021. 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 augmenté de 85 millions de dollars pour s’établir à 212 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, comparativement à 127 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 285 millions de dollars pour s’établir à 713 millions de dollars pour 2021, en comparaison de 428 millions de dollars pour 2020. L’augmentation observée pour les deux périodes est principalement attribuable à la hausse des prix du gaz naturel.

Volumes de production pour le quatrième trimestre GWh

le quatrième trimestre GWh
	2021	2020
Gaz naturel	4 130	3 616
Charbon	64	344
Solaire	255	232
Achats d’électricité	377	747
Total	4 826	4 939

Volumes de production pour l’exercice GWh

l’exercice GWh
	2021	2020
Gaz naturel	16 142	16 523
Charbon	1 342	904
Solaire	1 252	1 120
Achats d’électricité	2 301	2 513
Total	21 037	21 060

Coût moyen du combustible pour le quatrième trimestre en dollars américains 2021 2020 Dollars par mégawattheure (« MWh ») 44 $ 26 $	Coût moyen du combustible pour l’exercice en dollars américains
	2021 2020
	Dollars par MWh 34 $ 20 $

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 les volumes 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 augmenté au quatrième trimestre de 2021 et pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement aux périodes correspondantes de 2020, en raison principalement de la hausse des prix du gaz naturel.

Mécanismes de recouvrement réglementaire

Tampa Electric est réglementée par la FPSC et 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 2021, Tampa Electric avait investi 850 millions de dollars 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. Au cours de la période de construction, le bénéfice provenant de ces projets a été 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 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 a été retourné aux clients en 2020. La demande d’ajustement d’égalisation de la tranche 3 des SoBRA, incluse dans les tarifs de base à compter de janvier 2020, a été approuvée par la FPSC le 12 octobre 2021. Un ajustement d’égalisation estimé à 4 millions de dollars a été retourné aux clients en 2021. La demande d’ajustement d’égalisation pour la tranche 4 des SoBRA sera déposée au début de 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 ceuxci 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.

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.

Recouvrement des coûts d’investissement pour les actifs mis hors service par anticipation

Cet actif réglementaire est lié à la valeur comptable nette restante des unités 1 à 3 de la centrale électrique Big Bend et des compteurs intelligents qui ont été mis hors service. Le solde bénéficie d’un taux de rendement autorisé par la FPSC et sera recouvré sous forme d’un poste distinct sur les factures des clients pendant une période de 15 ans. Ce mécanisme de recouvrement est autorisé par la convention de règlement approuvée par la FPSC en 2021, et ce, même après son expiration.

Services publics d’électricité canadiens

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens	31	décembre		31 décembre
(sauf les montantspar action)	2021	2020	2021		2020
Produits d’exploitation – activités réglementées liées à	389 $	377 $	1 501	$	1 494 $
l’électricité
Combustible réglementé pour la production	263 $	219 $	817	$	721 $
d’électricité et l’achat d’électricité1)
Quote-part du bénéfice des placements dans des	25 $	21 $	103	$	96 $
sociétés satellites
Contribution au bénéfice net consolidé	67 $	57$	241	$	221$
Contribution au résultat net consolidé de base par	0,26 $	0,23 $	0,94	$	0,89 $
action ordinaire

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 au bénéfice net consolidé du secteur Services publics d’électricité canadiens :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020	2021		2020
NSPI	43 $	36$	141	$	125$
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre	14	12	51		49
d’uneparticipation dans LIL
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre	10	9	49		47
d’uneparticipation dans NSPML
Contribution au bénéfice net consolidé	67 $	57$	241	$	221$

Bénéfice net

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

	Trois mois clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2020	57 $	221 $
Augmentation des produits d’exploitation – se reporter à la rubrique	12	7
« Produits d’exploitation – activités réglementées liées à l’électricité »
ci-après
Augmentation des charges liées au combustible pour la production	(44)	(96)
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
Diminution de la charge au titre du mécanisme de rajustement	40	101
attribuable au prix du combustible et des reports de coûts fixes en
raison du recouvrement déficitaire des coûts du combustible de la
période considérée, en comparaison d’un recouvrement excédentaire
des coûts du combustible au cours de l’exercice précédent,
partiellement contrebalancée par le remboursement aux clients
en 2020 de coûts du combustible d’exercices précédents
Augmentation de l’amortissement d’un exercice à l’autre attribuable à	(1)	(10)
une hausse des immobilisations corporelles
Diminution des intérêts débiteurs nets attribuable à la baisse des	1	7
intérêts sur le report réglementaire lié au mécanisme de rajustement
attribuable au prix du combustible
Augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices d’un trimestre à	(2)	7
l’autre principalement attribuable à la hausse du bénéfice avant la
charge d’impôts sur les bénéfices. Diminution de la charge d’impôts sur
les bénéfices d’un exercice à l’autre découlant essentiellement d’une
augmentation des déductions fiscales en excédent de l’amortissement
comptable liées aux immobilisations corporelles, en partie
contrebalancée par l’augmentation du bénéfice avant la charge
d’impôts sur les bénéfices
Autres	4	4
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	67 $	241 $

La contribution du secteur Services publics d’électricité canadiens au bénéfice net consolidé a augmenté de 10 millions de dollars pour atteindre 67 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, contre 57 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 et pour 2021, a augmenté de 20 millions de dollars pour atteindre 241 millions de dollars, contre 221 millions de dollars en 2020. Les augmentations enregistrées au cours des deux périodes sont principalement attribuables à la hausse de la contribution de NSPI. D’un trimestre à l’autre, l’augmentation est principalement attribuable à la hausse des volumes des ventes. D’un exercice à l’autre, l’augmentation est principalement liée à la hausse des produits d’exploitation, à la baisse des intérêts débiteurs et à la diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices, en raison principalement de déductions fiscales en excédent de l’amortissement comptable liées aux immobilisations corporelles. Les augmentations ont été partiellement contrebalancées par une hausse de la charge d’amortissement.

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

NSPI

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

Les produits d’exploitation ont augmenté de 12 millions de dollars pour s’établir à 389 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, comparativement à 377 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020 en raison de l’augmentation du volume des ventes attribuable aux températures plus froides, du prix lié au combustible et de l’augmentation du volume des ventes aux clients, partiellement contrebalancés par l’évaluation moindre rendue au sujet du lien maritime comprise dans les produits par rapport au quatrième trimestre de 2020.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les produits d’exploitation ont augmenté de 7 millions de dollars pour s’établir à 1 501 millions de dollars, en comparaison de 1 494 millions de dollars pour 2020, en raison de l’augmentation du volume des ventes aux clients et du prix lié au combustible, partiellement contrebalancés par l’évaluation moindre rendue au sujet du lien maritime comprise dans les produits par rapport à 2020.

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

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

en millions de dollars canadiens 2021 2020 Résidentiel 209$ 199$ Commercial 104 102 Industriel 61 60 Autres 6 7 Total 380$ 368$ Volumes des ventes d’électricité pour le quatrième trimestre GWh 2021 2020 Résidentiel 1 229 1 159 Commercial 730 712 Industriel 629 629 Autres 38 36 Total 2 626 2 536	en millions de dollars canadiens
	2021 2020
	Résidentiel 797 $ 806$
	Commercial 407 405
	Industriel 237 224
	Autres 27 31
	Total 1 468 $ 1 466$
	Volumes des ventes d’électricité pour l’exercice GWh
	2021 2020
	Résidentiel 4 661 4 652
	Commercial 2 902 2 850
	Industriel 2 480 2 341
	Autres 153 185
	Total 10 196 10 028

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 44 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021 pour s’établir à 263 millions de dollars, comparativement à 219 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 96 millions de dollars en 2021 pour s’établir à 817 millions de dollars, comparativement à 721 millions de dollars pour 2020. Les augmentations enregistrées au cours des deux périodes sont attribuables à une provision pour le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et à la hausse des prix des produits de base. Voir ci-après pour de plus amples renseignements. D’un trimestre à l’autre, les hausses ont été partiellement contrebalancées par la variation de la composition des sources de production en raison des contraintes liées aux émissions. La variation de la composition des sources de production et l’augmentation des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime ont également contribué à l’augmentation enregistrée d’un exercice à l’autre.

La provision pour le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse se chiffrait à 35 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 et à 38 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021. Cela s’explique par des émissions plus élevées que prévu, en raison principalement du report de la mise en service de la centrale hydroélectrique de Muskrat Falls. La charge est comptabilisée sur la durée de la période de conformité en fonction des émissions prévues pour la période de 2019 à 2022. Il s’agit d’une estimation des coûts prévus, mais elle ne représente pas une obligation fixe.

Volumes de production pour le quatrième trimestre Volumes de production pour l’exercice GWh GWh

2021 2020 Charbon 1 224 1 249 Gaz naturel 371 351 Achat d’électricité – autres 196 235 Coke depétrole 208 148 Mazout 14 26 Total – énergie non renouvelable 2 013 2 009 Achat d’électricité 536 509 Énergie éolienne et hydroélectricité 243 215 Biomasse 51 21 Total – énergie renouvelable 830 745 Total des volumes deproduction 2 843 2 754 Coût moyen du combustible pour lequatrième trimestre 2021 2020 Dollarspar MWh 93$ 80$	2021 2020
	Charbon 4 623 4 342
	Gaz naturel 1 673 1 872
	Achat d’électricité – autres 865 663
	Coke depétrole 519 927
	Mazout 81 40
	Total – énergie non renouvelable 7 761 7 844
	Achat d’électricité 1 977 1 808
	Énergie éolienne et hydroélectricité 1 007 1 001
	Biomasse 160 106
	Total – énergie renouvelable 3 144 2 915
	Total des volumes deproduction 10 905 10 759
	Coût moyen du combustible pour l’exercice
	2021 2020
	Dollarspar MWh 75 $ 67$

Le coût moyen du combustible par MWh a augmenté au quatrième trimestre de 2021 et pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de 2020. Le coût moyen du combustible a augmenté d’un trimestre à l’autre, en raison principalement de la comptabilisation des charges liées aux émissions de GES dans le cadre du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et de la hausse des prix des produits de base. Voir ci-dessus pour de plus amples renseignements. Le coût moyen du combustible a également augmenté d’un exercice à l’autre en raison de la variation de la composition des sources de production à partir de sources à faible intensité de carbone comme les PEI, des importations, de la production d’électricité à base de biomasse et de la diminution de la production à partir de mazout lourd et de gaz naturel. L’augmentation des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime a également contribué à cette hausse d’un exercice à l’autre.

Le solde du passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de NSPI a augmenté de 166 millions de dollars, passant d’un passif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de 21 millions de dollars au 31 décembre 2020 à un actif réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de 145 millions de dollars au 31 décembre 2021, en raison principalement du recouvrement déficitaire 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 de tarifs de rachat garantis communautaires (« 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 la disponibilité de la production d’énergie du bloc de la Nouvelle-Écosse, par le rendement des centrales et par le programme de plafonnement et d’échange de la Nouvelle-Écosse.

La composition des sources de production a évolué considérablement en raison de l’ajout de 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 (la « Loi sur les services publics ») et, en vertu de cette loi, elle est assujettie à la réglementation de la Régie. La Loi sur les services publics 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.

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 la demande de NSPML de recouvrer auprès de NSPI les coûts associés au lien maritime en 2021 d’environ 172 millions de dollars. Les paiements sont assujettis à une retenue de 10 millions de dollars, qui est conditionnelle à ce que la Régie acquiesce que le lien maritime permet aux clients de NSPI de réaliser un bénéfice. NSPML a reporté le recouvrement et la comptabilisation de frais d’amortissement de 23 millions de dollars en 2021. Le 9 août 2021, NSPML a déposé une demande définitive auprès de la Régie en vue d’une approbation du recouvrement des coûts d’investissement liés au lien maritime et d’une approbation de l’évaluation de NSPML pour 2022. En décembre 2021, NSPML a obtenu une décision provisoire de la Régie approuvant des tarifs provisoires à compter du 1[er] janvier 2022, jusqu’à la réception de la décision de la Régie relative à la demande. Le 9 février 2022, la Régie a rendu sa décision concernant le projet du lien maritime, approuvant le tarif de base demandé par NSPML d’environ 1,8 milliard de dollars, moins des coûts qui n'auraient pas été recouvrables s’ils avaient été engagés par NSPI. Pour plus de renseignements sur la décision de la Régie, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales – Services publics d’électricité canadiens ».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 à la rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » pour plus de précisions.

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains	31	décembre		31 décembre
(sauf les montantspar action)	2021	2020	2021		2020
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	98 $	79 $	355	$	354 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	52 $	35 $	175	$	145 $
d’électricité et l’achat d’électricité1)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	4 $	5$	16	$	24$
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé –$CA	5 $	8$	20	$	33$
Gain découlant de la réévaluation à la valeur du	2 $	2 $	1	$	2 $
marché des titres de capitauxpropres
Contribution au bénéfice net consolidé	6 $	7$	17	$	26$
Contribution au bénéfice net consolidé –$CA	7 $	10$	21	$	35$
Contribution au résultat ajusté consolidé de base par	0,02 $	0,03 $	0,08	$	0,13 $
action ordinaire –$CA
Contribution au résultat consolidé de base par action	0,03 $	0,04 $	0,08	$	0,14 $
ordinaire –$CA
Taux de change moyen pondéré entre le dollar	1,27 $	1,28 $	1,26	$	1,34 $
canadien et le dollar américain aux fins du calcul du
bénéfice net

1) Des charges découlant des installations de transport regroupées pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 et liées à Emera Maine 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	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars américains	2021	2020	2021		2020
BLPC	6 $	5$	11	$	20$
GBPC	-	3	8		5
Emera Maine	-	-	-		4
Autres	(2)	(3)	(3)		(5)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	4 $	5$	16	$	24$

Si l’on ne tient pas compte de la variation découlant de la réévaluation à la valeur du marché, la contribution du secteur Autres services publics d’électricité au bénéfice net consolidé en dollars canadiens a diminué de 3 millions de dollars pour s’établir à 5 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, comparativement à 8 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et a diminué de 13 millions de dollars pour s’établir à 20 millions de dollars en 2021, en comparaison de 33 millions de dollars pour 2020. La diminution enregistrée d’un exercice à l’autre s’explique par la comptabilisation d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices précédemment reporté à BLPC au premier trimestre de 2020 lié à l’adoption d’un taux d’imposition des sociétés plus bas en décembre 2018 et par la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020. Ces diminutions ont été partiellement contrebalancées par une augmentation des autres produits à GBPC et par une baisse des intérêts débiteurs.

Le taux de change a eu une incidence négligeable pour le trimestre clos le 31 décembre 2021. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, le raffermissement du dollar canadien a entraîné une baisse de 1 million de dollars du bénéfice et du bénéfice ajusté.

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

Les produits d’exploitation ont augmenté de 19 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 pour s’établir à 98 millions de dollars, en comparaison de 79 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 1 million de dollars en 2021 pour s’établir à 355 millions de dollars, comparativement à 354 millions de dollars pour 2020. Les hausses observées pour les deux périodes découlent de la hausse des produits liés au combustible à BLPC attribuable à l’augmentation des prix du combustible. L’augmentation d’un exercice à l’autre a été partiellement contrebalancée par la vente d’Emera Maine.

Les volumes des ventes d’électricité ont été plus élevés au quatrième trimestre de 2021, s’établissant à 330 GWh, contre 313 GWh au quatrième trimestre de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les volumes des ventes d’électricité ont été de 1 262 GWh, ce qui représente une hausse par rapport à ceux de 1 240 GWh inscrits pour 2020.

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 17 millions de dollars pour s’établir à 52 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, comparativement à 35 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 30 millions de dollars en 2021 pour s’établir à 175 millions de dollars, comparativement à 145 millions de dollars pour 2020. Les augmentations enregistrées pour les deux périodes s’expliquent par la hausse des prix du combustible à BLPC. L’augmentation enregistrée d’un exercice à l’autre a été partiellement contrebalancée par les charges découlant des installations de transport regroupées à Emera Maine en 2020.

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 ne sont pas couverts par une assurance commerciale. En 2019, les coûts de restauration des actifs des réseaux de transport et de distribution 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.

Par suite de l’ouragan Matthew survenu en 2016, un actif réglementaire a été établi en vue de recouvrer les coûts de restauration connexes. En 2017, dans le cadre du recouvrement des coûts engagés à la suite de l’ouragan Matthew, la GBPA a approuvé des frais de combustible fixes par kWh et a permis que la différence entre ceux-ci et les coûts réels du combustible soit appliquée à l’actif réglementaire lié à l’ouragan Matthew. En septembre 2021, la GBPC a déposé une demande de révision tarifaire auprès de la GBPA. Dans le cadre de sa décision rendue le 14 janvier 2022 et prenant effet le 1[er] avril 2022, la GBPA a approuvé l’amortissement continu de l’actif réglementaire restant sur une période de trois ans se terminant le 31 décembre 2024.

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.

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars américains	31	décembre		31 décembre
(sauf les montantspar action)	2021	2020	2021		2020
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	307 $	234 $	1 006	$	780 $
augaz1)
Produits d’exploitation non réglementés	2	3	12		12
Total desproduits d’exploitation	309 $	237$	1 018	$	792$
Coût réglementé dugaz naturel	139 $	80$	375	$	221$
Quote-part du bénéfice des placements dans des	4 $	4 $	16	$	14 $
sociétés satellites
Contribution au bénéfice net consolidé	44 $	35$	157	$	122$
Contribution au bénéfice net consolidé –$CA	55 $	45$	198	$	162$
Contribution au résultat consolidé de base par action	0,21 $	0,18 $	0,77	$	0,65 $
ordinaire –$CA
Taux de change moyen pondéré entre le dollar	1,26 $	1,30 $	1,26	$	1,33 $
canadien et le dollar américain aux fins du calcul du
bénéfice net

1) Le montant inscrit au poste « Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz » comprend des produits financiers provenant de Brunswick Pipeline de 12 millions de dollars (11 millions de dollars en 2020) pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 et de 46 millions de dollars (45 millions de dollars en 2020) pour l’exercice clos le 31 décembre 2021; 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 au bénéfice net ajusté consolidé du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars américains	2021	2020	2021		2020
PGS	17 $	13$	77	$	52$
NMGC	15	12	33		30
Autres	12	10	47		40
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	44 $	35$	157	$	122$

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercices clos les
en millions de dollars américains	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2020	35 $	122 $
Augmentation des produits d’exploitation tirés des ventes de gaz – se	73	226
reporter à la rubrique « Produits d’exploitation – activités réglementées
liées au gaz»ci-après
Augmentation du coût du gaz naturel vendu ‒ se reporter à la rubrique	(58)	(153)
«Coût réglementé du gaz naturel»ci-après
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	2	(10)
générales d’un exercice à l’autre attribuable essentiellement à la hausse
des coûts de main-d’œuvre et des frais d’assurance à PGS et
à NMGC
Augmentation de la charge d’amortissement en raison de la hausse	(3)	(14)
des immobilisations corporelles
Autres	(5)	(14)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	44 $	157 $

La contribution au bénéfice net consolidé en dollars canadiens du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure a augmenté de 10 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 pour s’établir à 55 millions de dollars, comparativement à 45 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et a augmenté de 36 millions de dollars en 2021 pour s’établir à 198 millions de dollars, comparativement à 162 millions de dollars en 2020. Les augmentations observées pour les deux périodes sont attribuables à la hausse des produits des ventes au tarif de base de PGS qui a découlé d’une hausse des tarifs de base à compter du 1[er] janvier 2021 et à 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 quatrième trimestre de 2021 et de 10 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021.

Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz

Les produits d’exploitation du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure ont augmenté de 73 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 pour s’établir à 307 millions de dollars, en comparaison de 234 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et ont augmenté de 226 millions de dollars en 2021 pour s’établir à 1 006 millions de dollars, en comparaison de 780 millions de dollars en 2020. Les augmentations observées pour les deux périodes sont attribuables à la hausse des tarifs de base de PGS et de NMGC à compter du 1[er] janvier 2021, à la croissance de la clientèle de PGS et à la hausse des produits liés à la clause d’ajustement relatif au gaz acheté de PGS et de NMGC découlant des prix du gaz plus élevés.

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 en millions de dollars américains

	2021		2020
Résidentiel	167	$	122	$
Commercial	87		63
Industriel1)	15		11
Autres2)	26		27
Total3)	295	$	223	$

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 12 millions de dollars provenant de Brunswick Pipeline (11 millions de dollars en 2020).

Produits tirés des ventes

de gaz annuelles

en millions de dollars américains

	2021		2020
Résidentiel	510	$	372	$
Commercial	301		207
Industriel1)	53		41
Autres2)	96		115
Total3)	960	$	735	$

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 46 millions de dollars provenant de Brunswick Pipeline (45 millions de dollars en 2020).

Volumes des ventes de gaz pour le quatrième trimestre Thermies (en millions)

Thermies(en millions)
	2021	2020
Résidentiel	120	132
Commercial	212	220
Industriel	327	388
Autres	27	59
Total	686	799

Volumes des ventes

de gaz annuelles Thermies (en millions)

Volumes des ventes de gaz annuelles Thermies(en millions)
	2021	2020
Résidentiel	405	405
Commercial	799	767
Industriel	1 434	1 586
Autres	137	298
Total	2 775	3 056

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 gazoducs interétatiques qui sont visés par des contrats de capacité de transport fermes conclus par PGS aux fins de la distribution du gaz naturel à ses clients. 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 transport et 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 seulement des services de transport 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 59 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 pour s’établir à 139 millions de dollars, comparativement à 80 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, et a augmenté de 154 millions de dollars pour s’établir à 375 millions de dollars en 2021, comparativement à 221 millions de dollars en 2020. Les hausses observées pour les deux périodes sont attribuables à la hausse des prix du gaz de PGS et de NMGC.

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 Thermies(en millions) 2021 2020 Approvisionnement du réseau 177 197 Transport 509 602 Total 686 799	Volume des ventes de gaz par type annuelles Thermies(en millions)
	2021 2020
	Approvisionnement du réseau 621 690
	Transport 2 154 2 366
	Total 2 775 3 056

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.

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 la majorité des tuyaux de fonte et d’acier nu seront retirés de son réseau d’ici la fin de 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, au transport, 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 récupéré en trop au cours d’un mois antérieur. La NMPRC exige que NMGC dépose tous les ans un rapprochement des coûts et des sommes récupérées pour la période aux termes de la CAGA. 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.

Recouvrement des coûts du gaz lié à l’événement hivernal de NMGC

En février 2021, l’État du Nouveau-Mexique a connu un épisode de froid extrême qui a entraîné un surcoût de 108 millions de dollars pour les coûts du gaz par rapport à ce que NMGC aurait normalement payé pendant cette période. Le 15 juin 2021, la NMPRC a approuvé le recouvrement sur une période de 30 mois débutant le 1[er] juillet 2021. Pour plus de précisions, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales – Services publics de gaz naturel et infrastructure ».

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 rend 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 sont 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 cherche à obtenir le recouvrement de l’actif réglementaire relativement à sa demande de hausse tarifaire déposée le 13 décembre 2021.

Autres

Autres
	Trois mois clos les		Exercices clos les
en millions de dollars canadiens	31	décembre		31 décembre
(sauf les montantspar action)	2021	2020	2021		2020
Marge sur les activités de commercialisation et	39 $	22 $	102	$	38 $
de négociation1)2)
Autresproduits d’exploitation non réglementés	5	12	30		37
Total des produits d’exploitation – activités non	44 $	34 $	132	$	75 $
réglementées
Quote-part du bénéfice des placements dans	- $	7 $	12	$	24 $
des sociétés satellites
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	(44) $	(23) $	(198)	$	(252) $
(à laperte nette consolidée)
Gain à la vente, après impôts et coûts	-	-	-		309
de transaction3)
Pertes de valeur,après impôts4)	-	-	-		(26)
Gain (perte) découlant de la réévaluation à	154	83	(214)		(12)
la valeur du marché après impôts5)
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte	110 $	60 $	(412)	$	19 $
nette consolidée)
Contribution au résultat ajusté consolidé de base par	(0,17) $	(0,09) $	(0,77)	$	(1,02) $
action ordinaire
Contribution au résultat consolidé de base par	0,42 $	0,24 $	(1,60)	$	0,08 $
action ordinaire

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 212 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021 (un gain de 109 millions de dollars en 2020) et une perte de 289 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (une perte de 46 millions de dollars en 2020).

3) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 276 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

4) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 1 million de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2020. 5) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 63 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 (charge de 33 millions de dollars en 2020) et d’un recouvrement de 86 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (recouvrement de 8 millions de dollars en 2020).

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020	2021		2020
Emera Energy	17 $	15$	54	$	17$
Siège social – se reporter à la répartition de la	(57)	(32)	(231)		(255)
contribution ajustée ci-dessous
Emera Technologies	(4)	(5)	(17)		(12)
Autres	-	(1)	(4)		(2)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	(44) $	(23) $	(198)	$	(252) $
(à laperte nette consolidée)

Rajustements de réévaluation à la valeur du marché

Les postes « Marge sur les activités de commercialisation et de négociation », « 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 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.

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 :

	Trois mois clos les	Exercices clos les
en millions de dollars canadiens	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte nette	60 $	19 $
consolidée)– 2020
Hausse de la marge sur les activités de commercialisation et de	17	64
négociation–se reporter à la rubrique«Emera Energy»ci-dessous
Diminution, au cours des deux périodes, des intérêts débiteurs	6	35
attribuable à l’incidence du raffermissement du dollar canadien et à la
baisse des taux d’intérêt. Diminution d’un exercice à l’autre également
attribuable au remboursement de la dette de la société
Gain de change réalisé sur les couvertures pour couvrir l’exposition du	2	19
bénéfice au risque de fluctuation du taux de change
Réévaluation des actifs et passifs nets d’impôts reportés sur les	-	11
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
Décision relative à TGH, déduction faite des impôts et des frais	(36)	(36)
juridiques
Diminution du recouvrement d’impôts sur les bénéfices principalement	(7)	(39)
attribuable à la baisse des pertes avant la charge d’impôts sur les
bénéfices
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, des gains découlant de la	71	(200)
réévaluation à la valeur du marché, après impôts, en raison
principalement de règlements et de variations des positions existantes à
Emera Energy. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par la
hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel au
quatrième trimestre de 2021 et par la reprise de gains de change
en 2020 réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie.
Augmentation, d’un exercice à l’autre, des pertes découlant de la
réévaluation à la valeur du marché après impôts en raison
principalement de variations des positions existantes et de la reprise
de gains de change en 2020 réalisés sur les couvertures de flux
de trésorerie.
Gain à la vente et pertes de valeur en 2020, après impôts	-	(283)
Autres	(3)	(2)
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte nette	110 $	(412) $
consolidée) – 2021

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 de négociation

Compte non tenu des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, la marge sur les activités de commercialisation et de négociation a augmenté de 17 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021 comparativement au quatrième trimestre de 2020, en raison d’une augmentation des prix au comptant et à terme du gaz naturel et de l’accroissement de la volatilité, ce qui a créé une occasion rentable pour le portefeuille lié au transport et au stockage d’Emera Energy.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la marge sur les activités de commercialisation et de négociation, compte non tenu de l’incidence des pertes découlant de la réévaluation à la valeur de marché, a augmenté de 64 millions de dollars comparativement à 2020. Cette augmentation reflète l’événement météorologique extrême de la mi-février dans le centre-sud des États-Unis, qui a fortement augmenté les prix et la volatilité sur les marchés adjacents où Emera Energy est présente et dont la société a été en mesure de tirer parti. De plus, les troisième et quatrième trimestres ont présenté des occasions d’affaires, la flambée des prix du gaz naturel liquéfié à l’échelle mondiale ayant entraîné une hausse des prix et de la volatilité sur les principaux marchés gaziers.

Siège social

Le tableau qui suit résume la perte ajustée du siège social :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020	2021		2020
Charges d’exploitation1)	1 $	17$	28	$	54$
Intérêts débiteurs	65	71	264		299
Recouvrement d’impôts sur les bénéfices	(18)	(24)	(75)		(102)
Dividendes sur actionsprivilégiées	14	11	50		45
Décision relative à TGH	-	(36)	-		(36)
Charge d’impôts sur les bénéfices liée à la
réévaluation des actifs et passifs d’impôts reportés
du siège social en raison de la réduction du taux
d’imposition des sociétés de la province de Nouvelle-Écosse en 2020	-	-	-		9
Autres2)	(5)	(7)	(36)		(14)
Perte nette ajustée du siège social	(57) $	(32) $	(231)	$	(255) $

1) Le poste « charges d’exploitation » comprend les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales ainsi que l’amortissement. Au quatrième trimestre de 2021, les charges d’exploitation ont été contrebalancées par une baisse de la rémunération incitative à long terme. La valeur de la rémunération incitative à long terme et les couvertures connexes subissent l’incidence des variations du cours de l’action d’Emera à la clôture de la période.

2) Le poste « Autres » comprend les gains de change réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie pour couvrir l’exposition du bénéfice au risque de fluctuation du taux de change; il comprend un gain de 5 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021 (un gain de 2 millions de dollars en 2020) et un gain de 18 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (une perte de 2 millions de dollars en 2020).

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.

Les effets de la pandémie de COVID-19 en cours, notamment les mesures gouvernementales pour faire face à la pandémie, ont entraîné un ralentissement économique dans tous les marchés desservis par Emera. La cadence et la vigueur de la reprise économique varient d’un territoire à l’autre. Sur une base consolidée, la COVID-19 n’a eu aucune incidence financière importante sur le bénéfice net en 2021 et ne devrait pas avoir d’incidence financière importante en 2022. Pour plus de renseignements sur les incidences potentielles futures de la COVID-19 sur Emera et ses activités, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales ».

Il n’y a pas eu de défaillances importantes de clients à ce jour et au 31 décembre 2021. 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, mais elle ne devrait pas être significative. Les services publics continuent à surveiller les comptes clients et collaborent avec les clients quant aux modalités de paiement.

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 8,4 milliards de dollars pour la période de 2022 à 2024 (ce qui comprend un investissement en capitaux propres de 240 millions de dollars dans le projet LIL en 2022) et qui présente un potentiel d’investissements en immobilisations supplémentaires de 1 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. 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 devraient être financés au moyen de l’émission d’actions ordinaires et privilégiées par le biais du régime de réinvestissement des dividendes et du programme d’émission d’actions au cours du marché d’Emera.

Emera dispose de facilités de crédit assorties de diverses échéances qui, cumulées, lui procurent un crédit de 3,8 milliards de dollars, dont environ 1,4 milliard de dollars étaient non prélevés et disponibles au 31 décembre 2021. Au 31 décembre 2021, la société détenait un solde de trésorerie de 417 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 consolidés des flux de trésorerie entre les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020 comprennent :

en millions de dollars canadiens	2021	2020	Variation
Trésorerie et équivalents de trésorerie et liquidités soumises à	254 $	274 $	(20) $
restrictions à l’ouverture de lapériode
Liés à ce qui suit :
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant les	1 337	1 420	(83)
variations du fonds de roulement
Variation du fonds de roulement	(152)	217	(369)
Activités d’exploitation	1 185$	1 637$	(452) $
Activités d’investissement	(2 332)	(1 224)	(1 108)
Activités de financement	1 311	(372)	1 683
Incidence des taux de change sur la trésorerie, les équivalents	(1)	(61)	60
de trésorerie et les liquidités soumises à restrictions
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités soumises à	417 $	254 $	163 $
restrictions à la clôture de lapériode

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation ont diminué de 452 millions de dollars pour s’établir à 1 185 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement à 1 637 millions de dollars en 2020.

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation avant la variation du fonds de roulement ont diminué de 83 millions de dollars en 2021. Cette diminution est attribuable essentiellement au report des coûts du gaz à NMGC qui a résulté de l’épisode de froid extrême de février 2021, à la hausse des recouvrements déficitaires sur des coûts liés à une clause attribuable surtout à une hausse des prix du gaz naturel à Tampa Electric et à PGS, à la décision relative à TGH en 2020 et à la vente d’Emera Maine au premier trimestre de 2020. Cette diminution a été partiellement contrebalancée par la hausse de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à Emera Energy et par l’augmentation des produits des ventes au tarif de base à PGS.

Les variations du fonds de roulement ont entraîné une diminution de 369 millions de dollars des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation, qui est attribuable aux changements défavorables apportés à la position de la garantie en trésorerie à Emera Energy, à la hausse des stocks de combustible à Emera Energy et à NSPI, aux variations défavorables des débiteurs à Tampa Electric et NMGC, à la réception d’un remboursement d’impôts de 2019 sur les bénéfices à NSPI en 2020 et au calendrier des paiements des créditeurs à NMGC et à PGS. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par les variations favorables des positions de la garantie en trésorerie sur les instruments dérivés à NSPI.

Flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités d’investissement ont augmenté de 1 108 millions de dollars, s’établissant à 2 332 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, en comparaison de 1 224 millions de dollars en 2020. Cette variation s’explique par le produit de 1,4 milliard de dollars reçu à la vente d’Emera Maine en 2020, partiellement contrebalancé par une baisse des dépenses en immobilisations en 2021.

Les dépenses en immobilisations, y compris la PFUPC, se sont élevées à 2 420 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, contre 2 668 millions de dollars en 2020. Les dépenses en immobilisations par secteur pour 2021 se détaillent comme suit :

1 408 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité de la Floride (1 415 millions de dollars en 2020);
374 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité canadiens (342 millions de dollars en 2020);
111 millions de dollars pour le secteur Autres services publics d’électricité (149 millions de dollars en 2020);
522 millions de dollars pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure (758 millions de dollars en 2020);
5 millions de dollars pour le secteur Autres (4 millions de dollars en 2020).

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

Les flux de trésorerie nets provenant des activités de financement ont augmenté de 1 683 millions de dollars, s’établissant à 1 311 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021. En comparaison, des flux de trésorerie affectés aux activités de financement de 372 millions de dollars avaient été inscrits en 2020. Cette variation est attribuable au produit net tiré de l’émission de titres de créance à long terme à Tampa Electric, à NMGC, à PGS et à GBPC en 2021, au remboursement de titres de créance à long terme à TECO Finance en 2020, à la diminution des remboursements nets sur les facilités de crédit engagées à TECO Finance et à Emera ainsi qu’à l’émission d’actions privilégiées. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par l’augmentation des remboursements nets sur la dette à court terme à TEC et au produit net de la dette à long terme à NSPI en 2020.

Fonds de roulement

Au 31 décembre 2021, la trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Emera se chiffraient à 394 millions de dollars (220 millions de dollars en 2020) et l’investissement d’Emera dans son fonds de roulement hors trésorerie s’établissait à 491 millions de dollars (266 millions de dollars en 2020). Sur le montant de la trésorerie et des équivalents de trésorerie détenu au 31 décembre 2021, une tranche de 194 millions de dollars était détenue par les filiales étrangères d’Emera (197 millions de dollars en 2020). 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.

Obligations contractuelles

Au 31 décembre 2021, les engagements contractuels pour chacun des cinq prochains exercices et le total des engagements par la suite se composaient de ce qui suit :

						Par la
en millions de dollars canadiens	2022	2023	2024	2025	2026	suite	Total
Capital de la dette à long terme	462 $	590 $	827 $	504 $	3 479 $	8 914 $ 14 776 $
Obligations liées au paiement	611	592	580	561	481	6 589	9 414
des intérêts1)
Transport2)	563	437	372	323	297	2 627	4 619
Achat d’électricité3)	231	227	244	242	235	1 967	3 146
Approvisionnement en combustible et en	694	104	45	40	25	-	908
gaz naturel et stockage
Projets d’investissement	359	93	3	1	1	-	457
Obligations liées à la mise hors service	8	7	2	2	1	395	415
d’immobilisations
Ententes de service à long terme4)	49	66	47	32	26	83	303
Obligations au titre des prestations de	32	38	33	33	33	168	337
retraite et des avantages postérieurs au
départ à la retraite5)
Engagements au titre des placements	240	-	-	-	-	-	240
dans des sociétés satellites6)
Contrats de location et autres7)	15	14	14	12	4	116	175
Gestion axée sur la demande	44	1	1	-	-	-	46
Créances à long terme	5	5	-	-	-	-	10
	3 313 $	2 174$	2 168 $	1 750 $	4582 $	20 859 $ 34846 $

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 2021, y compris tout paiement exigé prévu aux termes de swaps connexes.

2) Engagements d’achat visant le transport de combustibles et une capacité de transport sur les différents gazoducs. Comprend un engagement de 142 millions de dollars relativement à un contrat de transport de gaz entre PGS et SeaCoast jusqu’en 2040.

3) Exigence annuelle d’acheter de la production d’électricité provenant de PEI ou d’autres services publics sur une durée de contrat variable.

4) 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.

5) 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.

6) Emera s’est engagée à fournir un apport en capital dans LIL.

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.

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 à 2022, les tarifs ont été fixés de manière à inclure des montants de 164 millions de dollars et de 162 millions de dollars pour 2021 et 2022, respectivement. Le calendrier et les sommes payables à NSPML pour le reste de la période visée par cet engagement de 38 ans sont assujettis à l’approbation de la Régie. 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 9 août 2021, NSPML a déposé une demande des coûts d’investissement finale auprès de la Régie en vue d’une approbation du recouvrement des coûts d’investissement liés au lien maritime et d’une approbation de l’évaluation de NSPML pour 2022. En décembre 2021, NSPML a obtenu une décision provisoire de la Régie approuvant des tarifs provisoires à compter du 1[er] janvier 2022, jusqu’à la réception de la décision de la Régie relative à la demande. Le 9 février 2022, la Régie a rendu sa décision concernant le projet du lien maritime, approuvant le tarif de base demandé par NSPML d’environ 1,8 milliard de dollars, moins des coûts qui n'auraient pas été recouvrables s’ils avaient été engagés par NSPI. Pour plus de renseignements sur la décision de la Régie, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales – Services publics d’électricité canadiens».

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, sur demande, afin de lui permettre de transporter de l’énergie qui n’est pas autrement utilisée à Terre-Neuve-et-Labrador ou en Nouvelle-Écosse. Nalcor a le droit de transporter cette énergie de la Nouvelle-Écosse vers les marchés de l’énergie de la Nouvelle-Angleterre à partir du 15 août 2021, date à laquelle la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse a débuté, 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 2022, les dépenses en immobilisations consolidées brutes prévues s’établissent comme suit :

				Services
	Services	Services	Autres	publics de
	publics	publics	services	gaz naturel
	d’électricité	d’électricité	publics	et infra-
en millions de dollars canadiens	de la Floride	canadiens	d’électricité	structure	Autres	Total
Production d’électricité	352 $	170 $	47 $	-$	- $	569 $
Nouvelle production d’énergie	306	30	20	-	-	356
renouvelable
Transport	80	150	2	-	-	232
Distribution	505	110	48	-	-	663
Transport et distribution de gaz naturel	-	-	-	562	-	562
Installations, matériel, véhicules et autres	172	70	11	-	2	255
	1 415 $	530 $	128 $	562$	2 $	2637$

Gestion de la dette

Outre les fonds provenant des activités d’exploitation, Emera et ses filiales se sont vu consentir des facilités de crédit consortial engagées, libellées en dollars canadiens ou en dollars américains, d’un total global d’environ 3,8 milliards de dollars, tel qu’il est indiqué dans le tableau ci-dessous.

				Portion non
en millions de dollars	Échéances	Facilités de crédit	Portion prélevée	prélevée et disponible
Emera – Facilité de crédit renouvelable engagée	Juin 2026	900 $	493 $	407 $
nongarantie
TEC – en dollars américains – Facilité de crédit	Décembre 2026	800	246	554
renouvelable engagée nongarantie1)
NSPI – Facilité de crédit renouvelable engagée	Décembre 2026	600	385	215
nongarantie
Emera – Facilité non renouvelable	Décembre 2022	400	400	-
nongarantie
TEC – en dollars américains – Facilité de crédit	Décembre 2022	500	500	-
non renouvelable nongarantie2)
TECO Finance – en dollars américains – Facilité	Décembre 2026	400	280	120
de crédit renouvelable engagée nongarantie
NMGC – en dollars américains – Facilité de	Décembre 2026	125	22	103
crédit renouvelable engagée nongarantie
NMGC – en dollars américains – Facilité non	Septembre 2022	80	80	-
renouvelable nongarantie
Autre – en dollars américains – Facilités de crédit	Diverses	34	20	14
renouvelables engagées nongaranties

1) Cette facilité peut être utilisée par Tampa Electric et par PGS. Au 31 décembre 2021, Tampa Electric avait prélevé une tranche de 156 millions de dollars américains sur cette facilité et PGS avait prélevé une tranche de 90 millions de dollars américains. 2) Cette facilité peut être utilisée par Tampa Electric et par PGS. Au 31 décembre 2021, Tampa Electric avait prélevé une tranche de 400 millions de dollars américains sur cette facilité et PGS avait prélevé une tranche de 100 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 2021. La principale clause restrictive touchant Emera est présentée ci-dessous :

	Clause restrictive de
	nature financière	Exigence	Au	31 décembre 2021
Emera
Facilités de crédit consortial	Ratio dela dette sur le capital	Ratiomaximalde 0,70 sur 1		0,57:1

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 17 décembre 2021, TEC a conclu une facilité de crédit non garantie et non renouvelable de 500 millions de dollars américains, qui arrive à échéance le 16 décembre 2022. La facilité 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 sur la base du taux interbancaire offert à Londres (le « TIOL »), du taux préférentiel ou du taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge.

Le 17 décembre 2021, TEC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit renouvelable de 800 millions de dollars américains. La date d’échéance est ainsi passée du 22 mars 2023 au 17 décembre 2026. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 25 mai 2021, TEC a mis en place un programme de papier commercial. Les montants disponibles dans le cadre de ce programme peuvent être empruntés, remboursés et réempruntés, le montant total des billets en circulation à tout moment ne devant pas dépasser 800 millions de dollars américains. Le montant total des papiers commerciaux émis est garanti par la facilité de crédit de TEC et fait en sorte qu’un montant égal de sa facilité de crédit est considéré comme étant prélevé et indisponible.

Le 15 mai 2021, TEC a remboursé à l’échéance ses obligations de 278 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 5,4 pour cent. Ces billets ont été remboursés à l’aide des facilités de crédit existantes.

Le 18 mars 2021, TEC a réalisé une émission de billets de premier rang de 800 millions de dollars américains. L’émission comprenait des billets de premier rang de 400 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 2,40 pour cent et arrivant à échéance le 15 mars 2031, et des billets de premier rang de 400 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 3,45 pour cent et arrivant à échéance le 15 mars 2051.

À la suite de l’émission des billets de premier rang de 800 millions de dollars américains dont il est question ci-dessus, TEC a remboursé le 23 mars 2021 son prêt à terme non renouvelable de 300 millions de dollars américains. TEC a également remboursé sa facilité d’emprunt garantie par les débiteurs de 150 millions de dollars américains et cette entente est ensuite arrivée à échéance et a pris fin le 22 mars 2021.

Services publics d’électricité canadiens

Le 3 décembre 2021, NSPI a modifié sa facilité de crédit d’exploitation afin d’en prolonger l’échéance pour la faire passer d’octobre 2024 à décembre 2026. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Autres services publics d’électricité

Le 16 décembre 2021, GBPC a contracté un prêt à terme de 75 millions de dollars américains portant intérêt à 4,00 % et venant à échéance le 31 décembre 2026. Le produit de cet emprunt a été affecté au remboursement de prêts à terme non renouvelables totalisant 55 millions de dollars américains et au financement des activités d’exploitation.

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le 17 décembre 2021, NMGC a modifié et mis à jour sa facilité de crédit renouvelable de 125 millions de dollars américains, ce qui en prolonge l’échéance pour la faire passer du 22 mars 2023 au 17 décembre 2026. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 16 juillet 2021, Brunswick Pipeline a reporté la date d’échéance de sa facilité de crédit de 250 millions de dollars, la faisant passer du 17 mai 2023 au 30 juin 2025. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 25 mars 2021, NMGC a conclu une facilité de crédit non renouvelable non garantie de 100 millions de dollars américains et arrivant à échéance le 23 septembre 2022. La facilité 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 sur la base du TIOL, du taux préférentiel ou du taux des fonds fédéraux, majoré d’une marge. Le produit de cette émission a servi à payer les coûts de gaz naturel supérieurs à la normale en raison du froid intense de février 2021 (pour plus de précisions, se reporter à la rubrique « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — 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, qui était inclus dans la dette à long terme au 31 décembre 2020.

Autres

Le 17 décembre 2021, TECO Finance a modifié et mis à jour sa facilité de crédit renouvelable de 400 millions de dollars américains, ce qui en prolonge l’échéance pour la faire passer du 22 mars 2023 au 17 décembre 2026. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 3 décembre 2021, Emera a reporté la date d’échéance de son prêt à terme non renouvelable de 400 millions de dollars, la faisant passer du 16 décembre 2021 au 16 décembre 2022. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 23 juillet 2021, Emera a reporté la date d’échéance de sa facilité de crédit renouvelable engagée non garantie de 900 millions de dollars, la faisant passer du 30 juin 2024 au 30 juin 2026. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 4 juin 2021, Emera US Finance LP a réalisé une émission de billets de premier rang de 750 millions de dollars américains. L’émission comprenait des billets de premier rang de 450 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 2,64 pour cent et arrivant à échéance le 15 juin 2031 et des billets de premier rang de 300 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 0,83 pour cent et arrivant à échéance le 15 juin 2024. Les billets de premier rang en dollars américains sont garantis par Emera et Emera US Holdings Inc., une filiale en propriété exclusive d’Emera.

Depuis l’émission des billets de premier rang de 750 millions de dollars américains dont il est question ci-dessus, le 15 juin 2021, Emera US Finance LP a remboursé à l’échéance ses billets de premier rang de 750 millions de dollars américains précédemment en circulation.

Émissions d’actions privilégiées

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.
TECOEnergy/TECOFinance	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)

Titres de créance garantis

Le 4 juin 2021, Emera US Finance LP a réalisé une émission de billets de premier rang de 750 millions de dollars américains. Avec le produit de l’émission, le 15 juin 2021, Emera US Finance LP a remboursé à l’échéance ses billets de premier rang de 750 millions de dollars américains précédemment en circulation. Au 31 décembre 2021, la société avait 2,75 milliards de dollars américains de billets non garantis de premier rang (les « billets américains ») en circulation.

Les billets américains sont garantis de manière entière et inconditionnelle, à titre conjoint et individuel, par Emera et Emera US Holdings Inc. (à ce titre, les « filiales garantes »). Emera détient, de manière directe ou indirecte, la totalité des participations de commanditaire et de commandité dans Emera US Finance LP. D’autres filiales de la société ne garantissent pas les billets américains (ces filiales sont désignées comme les « filiales non garantes »), mais Emera a un accès illimité aux actifs des entités consolidées.

Le 1[er ] janvier 2021, la société a adopté l’ASU 2020-09, intitulée Debt (Topic 470): Amendments to SEC Paragraphs pursuant to SEC Release No. 33-10762 . Dans cette publication, la SEC a adopté des règles définitives qui modifient les obligations en matière d’informations financières à fournir pour les filiales émettrices et garantes de titres de créance inscrits en vertu de la règle 3-10 du règlement S-X, permettant aux personnes inscrites de fournir des informations financières résumées pour chaque filiale émettrice et garante. Ces règles ont été codifiées dans la règle 13-01 du règlement S-X. Conformément à cela, la société inclut des informations financières résumées pour Emera, Emera US Holdings Inc. et Emera US Finance LP (collectivement, le « groupe des emprunteurs »), sur une base combinée après que les opérations et les soldes entre les entités combinées ont été éliminés. Les investissements dans les filiales non garantes et la quote-part du bénéfice de ces dernières ont été exclus des informations financières résumées.

Le groupe des emprunteurs n’a pas été déterminé en fonction de critères géographiques, de lignes de service ou d’autres critères semblables, et par conséquent, les informations financières résumées comprennent des parties des activités nationales et internationales d’Emera. Par conséquent, ce mode de présentation n’est pas destiné à présenter la situation financière ou les résultats d’exploitation d’Emera dans un but autre que celui de se conformer aux exigences spécifiques du rapport du garant.

État des résultats condensé

La société a comptabilisé un bénéfice lié à la dette garantie sous les postes suivants :

	Exercice clos le 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021
Perte d’exploitation	(21) $
Pertes nettes1)	(86) $

1) Comprend un montant net de produits d’intérêts et de dividendes de 222 millions de dollars reçu de filiales non garantes.

Bilan consolidé condensé

Les postes suivants du bilan de la société se rapportent à la dette garantie :

	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021
Actif à court terme1)	329$
Goodwill	5 628
Autres actifs2)	6 027
Total de l’actif3)	11 984$
Passif à court terme4)	888$
Passif à long terme5)	6 403
Total du passif	7 291$

1) Comprend un montant de 140 millions de dollars à recevoir de filiales non garantes.
2) Comprend un montant de 5 749 millions de dollars à recevoir de filiales non garantes.
3) Compte non tenu des investissements dans des filiales non garantes. Le total de l’actif consolidé d’Emera s’élève à 34 244 millions de dollars.
4) Comprend un montant de 346 millions de dollars à payer à des filiales non garantes.
5) Comprend un montant de 776 millions de dollars à payer à des filiales non garantes.

Capital-actions

Emera

Au 31 décembre 2021, il y avait 261,07 millions d’actions ordinaires d’Emera émises et en circulation (251,43 millions en 2020). Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, cette dernière a émis 9,64 millions d’actions ordinaires (8,95 millions en 2020), pour un produit net de 537 millions de dollars (489 millions de dollars en 2020).

Au 31 décembre 2021, il y avait 58 millions d’actions privilégiées d’Emera émises et en circulation (41 millions en 2020).

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 2022 aux fins des régimes de retraite à prestations déterminées devrait s’établir à quelque 41 millions de dollars (41 millions de dollars en 2021). 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 46 millions de dollars en 2022 (45 millions de dollars en 2021).

Résumé des régimes de retraite à prestations déterminées

en millions de dollars canadiens
Régimes par région	TECO Energy	NSPI	Caraïbes	Total
Actifs au 31 décembre 2021	1 171 $	1 521 $	10 $	2 702 $
Obligation comptable au 31 décembre 2021	1 078	1 531	15	2 624
Charge comptable au cours de l’exercice 2021	13 $	9 $	1 $	23 $

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 200 millions de dollars au 31 décembre 2021 (582 millions de dollars en 2020). Les titres sont détenus en fiducie pour le compte d’une société d’État de la Nouvelle-Écosse. Environ 66 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 2021 :

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 prévoyait 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 venait à échéance cinq ans après la date de fin de l’entente antérieure de transport du gaz, soit le 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 aurait été 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 15 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, et 85 millions de dollars américains liés à un engagement pour des services de transport de gaz naturel d’une durée de 15 ans. NSPI dispose de garanties en cours de 118 millions de dollars américains (18 millions de dollars américains en 2020) qui ont des durées variables et seront renouvelées si nécessaire.

La société détient des lettres de crédit et de cautionnement d’un montant de 148 millions de dollars américains (55 millions de dollars américains au 31 décembre 2020) 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 2022. Au 31 décembre 2021, le montant engagé s’élevait à 64 millions de dollars (63 millions de dollars au 31 décembre 2020).

RATIO DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES

Emera a fourni des prévisions de croissance annuelle des dividendes de quatre à cinq pour cent jusqu’en 2024. La société vise un ratio de distribution du bénéfice net ajusté 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 2,5750 $ par action ordinaire en 2021 (0,6375 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,6625 $ au quatrième trimestre) et à 2,4750 $ par action ordinaire en 2020 (0,6125 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,6375 $ au quatrième trimestre), ce qui représente un ratio de distribution de 129 pour cent du bénéfice net ajusté pour 2021 (65 pour cent en 2020) et un ratio de distribution de 91 pour cent du bénéfice net ajusté pour 2021 (91 pour cent du bénéfice net ajusté pour 2020).

Le 24 septembre 2021, le conseil d’administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, le faisant passer de 2,55 $ à 2,65 $. Le premier versement des dividendes trimestriel au taux augmenté a été effectué le 15 novembre 2021.

TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Dans le cours normal des activités, Emera fournit de l’énergie 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 149 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (139 millions de dollars en 2020). 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.
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 19 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (18 millions de dollars en 2020).

Au 31 décembre 2021 et au 31 décembre 2020, 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.

En septembre 2021, le conseil d’administration a mis en place un comité de gestion des risques et de durabilité. Le mandat de ce comité est d’appuyer le conseil d’administration dans l’exercice de ses responsabilités de surveillance des risques et de la durabilité. Son mandat comprend la surveillance du cadre réglementaire de gestion des risques d’entreprise de la société, y compris la détection, l’évaluation, le suivi et la gestion des risques d’entreprise. Il comprend également la surveillance de l’approche de la société concernant la durabilité et de sa performance par rapport à ses objectifs en matière de durabilité.

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 anniversaire.

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. 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 tandis que, dans d'autres territoires, des politiques ont été adoptées pour éviter de limiter l’utilisation 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 dioxyde 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 à la suite de son plan d’investissement en immobilisations qui a permis de réduire les émissions de dioxyde de carbone et qui continuera à le faire. En 2022, NSPI est en bonne voie de parvenir à réduire ses émissions de dioxyde de carbone de près de 60 pour cent par rapport aux niveaux correspondants de 2005. NSPI s’attend à dépasser le nouvel objectif canadien de réduction des émissions de dioxyde de carbone, qui est de l’ordre de 40 pour cent à 45 pour cent d’ici 2030 aux termes de la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité . 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 GES d’ici 2050. Le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a établi des objectifs quant au pourcentage de sources d’énergie renouvelable contenu dans la composition des sources de production de NSPI, ainsi que l’objectif d’éliminer progressivement la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030. Si ces objectifs n'étaient pas atteints d’ici 2030, cela pourrait entraîner d’importantes amendes, pénalités et autres sanctions et nuire à la réputation de la société. NSPI continue de travailler avec les gouvernements provinciaux et fédéral sur les mesures à prendre pour chercher à 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 dioxyde 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.

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 dioxyde 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, l’augmentation du pourcentage d’électricité produite à partir de sources renouvelables, 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 GES 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 GES en respectant les exigences législatives et réglementaires provinciales, qui sont considérées comme équivalentes.

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 dioxyde 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 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, de distribution et de production d’énergie solaire et éolienne. 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 la fréquence et 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.

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, les émissions atmosphériques, y compris les émissions de GES, sont réglementées conformément à la réglementation intitulée Clean Air Act . 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.

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 de gestion des risques et de durabilité.

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. 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.

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 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. Diverses perturbations du marché pourraient compromettre l’accès futur aux capitaux et avoir des répercussions négatives sur le coût d’emprunt de la société. 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.

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.

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.

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 procédures de diligence raisonnable et d’évaluation des risques mises en œuvre avant de signer des contrats, 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.

Risque pays

Les bénéfices récoltés à l’extérieur du Canada ont représenté 78 pour cent des bénéfices d’Emera pour 2021 (73 pour cent en 2020), 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 d’électricité et de gaz réglementées d’Emera ont adopté et mis en œuvre respectivement des mécanismes de rajustement attribuable au prix du combustible et des mécanismes de rajustement attribuable au prix du gaz acheté, ce qui a permis de mieux gérer le risque lié aux prix des marchandises, étant donné que le cadre réglementaire régissant ses filiales à tarifs réglementés permet le recouvrement des coûts du combustible et du gaz 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 Energy, 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 Energy 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 dans la composition du portefeuille d’Emera Enery ou 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. 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.

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 33 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, l’interruption de la chaîne d'approvisionnement en combustible causée par des dommages, ou des cyberattaques, à l’encontre d’installations tierces de stockage et de gazoducs. 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 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.

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 un tableau de bord mis à jour des risques présenté lors des réunions régulières du comité de gestion des risques et de durabilité du conseil. 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.

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 FPSC, qui prend fin le 31 décembre 2022. Le moratoire de Tampa Electric sur la couverture des achats de gaz naturel sera maintenu jusqu’au 31 décembre 2024 dans la foulée de l’accord de règlement tarifaire conclu en 2021 par Tampa Electric.

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 décembre	Au 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	- $	1 $
Actifs liés aux instruments dérivés,montant net	- $	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 31	décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Produits d’exploitation–activités réglementées	- $	(2) $
Combustible non réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité	1	-
Gains(pertes)nets liés aux dérivés efficaces	1 $	(2) $

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 :

	31 décembre	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	237 $	14 $
Actifs réglementaires (actifs à court terme et autres)	23	65
Passifs liés aux instruments dérivés (passifs à court terme et	(20)	(62)
à long terme)
Passifsréglementaires (passifs à court terme et àlong terme)	(241)	(15)
Actif(passif)net	(1) $	2$

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	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Combustibleréglementé pour la productiond’électricité etl’achat d’électricité1)	34 $	(21) $
Gainsnets (pertesnettes)	34 $	(21) $

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.

Éléments DFT constatés dans les bilans

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

	Au 31 décembre	Au 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	53 $	68 $
Passifsliés aux instruments dérivés (passifs à court terme et àlong terme)	(662)	(275)
Passifs	(609) $	(207) $

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 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Produits d’exploitation non réglementés	(138) $	204 $
Combustible non réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité	-	(4)
Gains(pertes)nets	(138) $	200$

Autres dérivés constatés dans les bilans

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

	Au 31 décembre	Au 31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Actifs liés aux instruments dérivés (actifs à court terme et autres)	11 $	15 $
Passifs liés aux instruments dérivés (passifs à court terme et à long terme)	-	(1)
Actifs	11 $	14$

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	31 décembre
en millions de dollars canadiens	2021	2020
Charges d’exploitation et d’entretien et charges générales	26 $	(4) $
Autres produits nets	3	13
Gains nets	29$	9$

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 2021 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 2021 qui a eu, ou est raisonnablement susceptible d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la société.

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, 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.

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 2021.

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 2021, la société a comptabilisé un montant de 2 566 millions de dollars (1 584 millions de dollars en 2020) d’actifs réglementaires et un montant de 2 055 millions de dollars (1 961 millions de dollars en 2020) 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 819 millions de dollars au 31 décembre 2021 (865 millions de dollars en 2020).

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. 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 9,2 ans (9,0 ans pour le coût des prestations pour 2021) pour les régimes au Canada et d’une durée moyenne pondérée de 11,1 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 :

		2021		2020
			Taux
	Taux		d’actualisation
	d’actualisation		utilisé
	utilisé aux fins	Rendement	aux fins du	Rendement
	du calcul du	prévu des	calcul du	prévu des
	coût des	actifs des	coût des	actifs des
	prestations	régimes	prestations	régimes
Régime de retraite de TECO Energy	2,38 %	6,70 %	3,22 %	7,00 %
Régime de retraite complémentaire des	1,84 %	s. o.	2,78 %	s. o.
dirigeants de TECO Energy1)
Régime de rétablissement des avantages	1,71 %	s. o.	2,81 %	s. o.
de TECO Energy1)
Régime de santé et bien-être des retraités	2,47 %	s. o.	3,32 %	s. o.
de TECO Energy
Régime d’assistance médicale des	2,49 %	4,00 %	3,32 %	3,25 %
retraités de New Mexico Gas Company
NSPI	2,59 %, 2,85 %	5,25 %	3,13 %, 3,21 %	5,75 %
Salariés de GBPC	4,25 %	6,00 %	4,25 %	6,00 %
Syndicat de GBPC	5,65 %	5,65 %	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.

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 85 millions de dollars en 2021 (87 millions de dollars en 2020). 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 2021 de 1 million de dollars et de 3 millions de dollars, respectivement (6 millions de dollars et 5 millions de dollars, respectivement, en 2020).

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 2021, les produits non facturés totalisaient 318 millions de dollars (286 millions de dollars en 2020) pour des produits d’exploitation provenant des activités réglementées totalisant 5 926 millions de dollars pour l’année (5 476 millions de dollars en 2020).

Immobilisations corporelles

Les immobilisations corporelles représentent 59 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 877 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 (860 millions de dollars en 2020).

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 société 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 et 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. Des modifications défavorables des hypothèses pourraient entraîner une dépréciation future importante du goodwill attribué aux unités d'exploitation d'Emera auxquelles se rattache un goodwill. Lors du test de dépréciation du goodwill, la direction a examiné les répercussions possibles de la pandémie de COVID-19 sur les bénéfices futurs des unités d’exploitation.

Au 31 décembre 2021, la valeur comptable totale du goodwill de la société s’établissait à 5 696 millions de dollars (5 720 millions de dollars au 31 décembre 2020). 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 entre 2020 et 2021 est attribuable à l’incidence de la variation du cours du dollar canadien sur les soldes du goodwill.

Au 31 décembre 2021, une tranche de 5,6 milliards 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.

Au 31 décembre 2021, une tranche de 68 millions de dollars du goodwill d’Emera se rapportait à GBPC. Au quatrième trimestre de 2021, la société a procédé à un test de dépréciation quantitatif pour GBPC, car cette unité d’exploitation est plus sensible aux variations des hypothèses 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 12 pour cent. Se reporter à la note 22 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

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’évaluation 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 par la direction sont conformes aux approches et aux hypothèses généralement utilisées par le secteur pour évaluer et déterminer les prix.

La direction s’est demandé 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 2021, il n’existait aucun indice de dépréciation des actifs à long terme d’Emera.

Aucune perte de valeur n'a été comptabilisée au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021. En 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.

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 la capacité de la société à réaliser des économies d’impôts ou à nous prévaloir des actifs d’impôts reportés.

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 2021, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations inscrites au bilan se chiffraient à 174 millions de dollars (178 millions de dollars en 2020). La société estime que le montant non actualisé des flux de trésorerie nécessaire au règlement des obligations s’élève à environ 422 millions de dollars (432 millions de dollars en 2020), montant qui sera engagé entre 2022 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.

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 2021 sont décrites ci-dessous :

Comptabilisation des titres convertibles et des contrats d’une entité visant ses capitaux propres

La société a adopté l’Accounting Standard Update (« 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) en date du 1[er] janvier 2021 en utilisant l'approche rétrospective modifiée. 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. L’adoption de cette norme n’a pas eu d’incidence significative sur les états financiers consolidés.

Obligations en matière d’informations à fournir sur les titres de créance garantis

La société a adopté l’ASU 2020-09, intitulée Debt (Topic 470): Amendments to SEC Paragraphs pursuant to SEC Release No. 33-10762 , en date du 31 décembre 2021. La norme s’aligne 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. Les changements visent notamment à simplifier et à préciser les modèles de présentation de l’information, à améliorer certaines informations à fournir dans les notes et à permettre la présentation des informations à fournir à l’extérieur des états financiers. À la suite de l’adoption de cette norme, les informations relatives à certains titres de créance nominatifs garantis ont été modifiées et ont été retirées des états financiers consolidés et ajoutées au rapport de gestion.

Prises de position comptables futures

La société prend en considération la méthode d’application et l’incidence de toutes les ASU publiées par le Financial Accounting Standards Board (le « FASB »). Les ASU qu’a publiées le FASB mais qui ne sont pas encore en vigueur 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.

RÉCAPITULATIF DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Pour les trimestres clos	T4	T3	T2	T1	T4	T3	T2	T1
en millions de dollars canadiens	2021	2021	2021	2021	2020	2020	2020	2020
(sauf lesmontants paraction)
Produits d’exploitation	1 868 $	1 148 $	1 137 $	1 612 $	1 537 $	1 163 $	1 169 $	1 637 $
Bénéfice net attribuable aux porteurs	324 $	(70) $	(17) $	273 $	273 $	84 $	58 $	523 $
d’actions ordinaires
Bénéfice net ajusté attribuable aux	168 $	175 $	137 $	243 $	188 $	166 $	118 $	193 $
porteurs d’actions ordinaires
Résultat de base paractionordinaire	1,24 $	(0,27) $	(0,07) $	1,08 $	1,09 $	0,34$	0,24$	2,14$
Résultat dilué par action ordinaire	1,20 $	(0,27) $	(0,07) $	1,08 $	1,08 $	0,34 $	0,23 $	2,13 $
Résultat ajusté de base par action	0,64 $	0,68 $	0,54 $	0,96 $	0,75 $	0,67 $	0,48 $	0,79 $
ordinaire

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.

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Emera Incorporated — Management Reports 2022

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Rapport de gestion

TABLE DES MATIÈRES

INFORMATION PROSPECTIVE

INTRODUCTION ET APERÇU STRATÉGIQUE

UNITÉS DE MESURE FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR

Bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, résultat ajusté de base par action ordinaire et ratio de distribution du bénéfice net ajusté

BAIIA et BAIIA ajusté

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice

Incidence sur le bénéfice des gains et des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts

Arbitrage international et décision relativement à TECO Guatemala Holdings (« TGH ») en 2020

Gain à la vente et pertes de valeur en 2020

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

Intérêts débiteurs nets

(Recouvrement) charge d’impôts sur les bénéfices

Bénéfice net et bénéfice net ajusté

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

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

New Mexico Gas Company, Inc.

Perspectives pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure

Autres

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

FAITS RÉCENTS

Majoration des taux de dividendes ordinaires

Convention de règlement relativement au dossier sur les tarifs de Tampa Electric

Livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse

Actions privilégiées

Nominations

Conseil d’administration

Équipe de direction

INFORMATIONS SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Programme d’émission d’actions ACM

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES

Services publics d’électricité de la Floride

Bénéfice net

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

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

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

Mécanismes de recouvrement réglementaire

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

Autres clauses de recouvrement des coûts

Clause de recouvrement des coûts du combustible

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

Autres clauses de recouvrement des coûts

Réserve en cas de tempête

Recouvrement des coûts d’investissement pour les actifs mis hors service par anticipation

Services publics d’électricité canadiens

Bénéfice net

NSPI

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

Produits tirés des ventes d’électricité pour l’exercice

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

Mécanismes de recouvrement réglementaire

NSPI

Autres services publics d’électricité

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

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

Mécanismes de recouvrement réglementaire

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