Emera Incorporated — Management Reports 2022

Nov 11, 2022

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Rapport de gestion

En date du 10 novembre 2022

Le présent rapport de gestion donne un aperçu des résultats d’exploitation d’Emera Incorporated et de ses filiales et investissements pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de 2022 par rapport aux périodes correspondantes de 2021, de même qu’un aperçu de sa situation financière au 30 septembre 2022 par rapport au 31 décembre 2021. Dans le cadre du présent rapport, « 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, Services publics de gaz naturel, Autres services publics d’électricité et infrastructure et Autres.

Le présent rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers intermédiaires consolidés résumés non audités d’Emera et des notes annexes au 30 septembre 2022 et pour le trimestre et la période de neuf mois clos à cette date, ainsi que du rapport de gestion et 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 30 septembre 2022 :

comptabilisation de certains actifs, passifs, produits investissements d’Emera au 30 septembre 2022 :	et charges. Voici les filiales à tarifs réglementés et
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 Utility and Review Board (la«Régie»)
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 »)
Barbados Light & Power Company Limited («BLPC»)	Fair Trading Commission de la Barbade (la«FTC»)
GrandBahamaPowerCompanyLimited («GBPC»)	The GrandBahamaPortAuthority (la«GBPA »)
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
Maritimes & Northeast Pipeline Limited Partnership and Maritimes & Northeast Pipeline LLC («M&NP»)	La RCE et la FERC
St. Lucia Electricity Services Limited («Lucelec»)	National Utility Regulatory Commission (la«NURC»)

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, Services publics de gaz naturel et infrastructure et Autres services publics d’électricité qui, sauf indication contraire, sont libellés en dollars américains (« $ US »).

1

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 .............................................. 2 Introduction et aperçu stratégique .............................. 3 Unités de mesure et ratios financiers non conformes aux PCGR ................................................ 5 Rétrospective financière consolidée ........................... 7 Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice .............................................................. 7 Principales données financières consolidées ......... 8 Faits saillants de l’état des résultats consolidé .... 10 Survol de l’entreprise et perspectives commerciales ........................................................... 13 Pandémie de COVID-19 ...................................... 13 Services publics d’électricité de la Floride ............ 13 Services publics d’électricité canadiens ............... 14 Services publics de gaz naturel et infrastructure .. 18 Autres services publics d’électricité...................... 19 Autres ................................................................... 20 Bilans consolidés – Faits saillants ............................ 22 Autres faits récents .................................................. 24 Principales données financières .............................. 25 Services publics d’électricité de la Floride ............ 25

Services publics d’électricité canadiens ............... 26 Services publics de gaz naturel et infrastructure .. 28 Autres services publics d’électricité ...................... 29 Autres ................................................................... 30 Situation de trésorerie et sources de financement ... 33 Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants ...... 34 Obligations contractuelles .................................... 36 Garanties et lettres de crédit ................................ 37 Gestion de la dette ............................................... 37 Cotes de crédit ..................................................... 39 Informations sur les actions en circulation............ 39 Transactions entre parties liées ............................... 40 Gestion des risques et instruments financiers .......... 41 Communication de l’information et contrôles internes .................................................................... 42 Estimations comptables critiques ............................. 43 Modification de méthodes et de pratiques comptables ............................................................... 43 Prises de position comptables futures .................. 43 Récapitulatif des résultats trimestriels ...................... 43

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.

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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.

3

Le plan d’investissement en immobilisations d’Emera est de l’ordre de 8 milliards de dollars à 9 milliards de dollars pour la période de 2023 à 2025 (y compris un placement en titres de capitaux propres de 240 millions de dollars dans le projet LIL en 2023), ce qui se traduit par une prévision de croissance des tarifs d’environ 7 pour cent à 8 pour cent jusqu’en 2025. 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 (le « programme ACM ») 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 2025. 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 et ratios financiers 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 et la construction en cours d’une centrale de production d’énergie solaire et la modernisation de la centrale électrique Big Bend à Tampa Electric. Les services publics d’Emera investissent également dans des projets d’amélioration de la fiabilité et dans le remplacement des infrastructures vieillissantes. Tous ces projets illustrent la stratégie d’Emera qui consiste à fournir en toute sécurité une énergie plus propre, fiable et abordable à ses clients.

4

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.

• Retirer la dernière unité de charbon existante d’Emera d’ici 2040 au plus tard.

• Réduire de 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 de se concentrer sur l’incidence des coûts 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 ET RATIOS FINANCIERS NON CONFORMES AUX PCGR

Emera utilise des unités de mesure et ratios financiers 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 et ratios non conformes aux PCGR en ajustant certaines unités de mesures conformes aux PCGR compte tenu d’éléments précis. La direction estime que le fait d’exclure ces éléments permet de mieux refléter les activités d’exploitation courantes et aux investisseurs de mieux connaître et évaluer la société. Une analyse et un rapprochement de ces mesures et ratios 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 et de l’incidence des coûts non recouvrables de NSPML.

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 ne tient pas compte de ces rajustements de réévaluation à la valeur du marché pour évaluer le rendement et la rémunération incitative. Les rajustements de réévaluation à la valeur du marché sont liés à ce qui suit :

• 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;

• aux activités commerciales de Bear Swamp Power Company LLC (« Bear Swamp ») incluses dans la quote-part du bénéfice d’Emera;

• à des titres de capitaux propres détenus dans BLPC, société de réassurance captive, dans le secteur Autres;

• à la couverture de flux de trésorerie en devises étrangères d’Emera effectuée pour gérer le risque lié au bénéfice en devises étrangères.

5

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 février 2022, la Régie a rendu une décision rejetant le recouvrement de coûts de 9 millions de dollars (7 millions de dollars après impôts) inclus dans la demande des coûts d’investissement finale de NSPML. Les coûts non recouvrables après impôts ont été comptabilisés au poste « Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites » dans les états des résultats consolidés résumés d’Emera. La direction estime que le fait d’exclure ces coûts non recouvrables du calcul du bénéfice net ajusté permet de mieux refléter les activités sous-jacentes de la période. Se reporter aux rubriques « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — Services publics d’électricité canadiens » et « Principales données financières — Services publics d’électricité canadiens » pour plus de précisions sur les coûts non recouvrables de NSPML.

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, tel qu’il est décrit ci-dessus.

Emera calcule le bénéfice net ajusté et le résultat ajusté de base par action ordinaire pour le secteur Services publics d’électricité canadiens, 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 — Services publics d’électricité canadiens », « Principales données financières — Autres services publics d’électricité » et « Principales données financières — Autres ». Pour plus de précisions sur le ratio de distribution du bénéfice net ajusté, se reporter à la rubrique « Ratio de distribution des dividendes » du rapport de gestion annuel de 2021 d’Emera.

Le tableau qui suit présente un rapprochement entre le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux porteurs d’actions ordinaires et le bénéfice net ajusté :

Trois mois clos les 30 septembre en millions de dollars(sauf les montantspar action) 2022 2021	Neuf mois clos les 30 septembre 2022 2021
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux porteurs d’actions ordinaires 167 $ (70)	$ 462 $ 186 $
Perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts1) (36) (245)	(132) (369)
Coûts non recouvrables de NSPML2) - -	(7) -
Bénéfice net ajusté 203 $ 175	$ 601 $ 555$
Résultat de basepar action ordinaire 0,63 $ (0,27)	$ 1,75 $ 0,73$
Résultat ajusté de basepar action ordinaire 0,76 $ 0,68	$ 2,27 $ 2,17 $

1) Déduction faite d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices de 14 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (recouvrement de 100 millions de dollars en 2021) et d’un recouvrement d’impôts sur les bénéfices de 51 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (recouvrement de 149 millions de dollars en 2021).

2) Emera comptabilise NSPML à titre de placement dans des sociétés satellites et, par conséquent, les coûts non recouvrables après impôts ont été comptabilisés au poste « Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites » dans les états des résultats consolidés résumés d’Emera.

BAIIA et BAIIA ajusté

Le bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement (le « BAIIA ») et le BAIIA ajusté sont des mesures financières non conformes aux PCGR utilisées par Emera. Ces mesures financières sont utilisées 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.

6

À l’instar des calculs du bénéfice net ajusté dont il est question ci-dessus, le BAIIA ajusté représente le BAIIA, compte non tenu de l’incidence sur le bénéfice des rajustements de réévaluation à la valeur du marché et des coûts non recouvrables de NSPML.

Le tableau qui suit présente un rapprochement entre le bénéfice net (la perte nette) et le BAIIA et le BAIIA ajusté :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
Bénéfice net(perte nette)1)	**184 **	$	(56) $	**510 **	$	223$
Intérêts débiteurs nets	184		150	503		460
Charge(recouvrement)d’impôts sur les bénéfices	2		(92)	31		(91)
Amortissement	238		228	698		675
BAIIA	**608 **	$	230$	**1 742 **	$	1 267$
Perte découlant de la réévaluation à la valeur	(50)		(345)	(183)		(518)
du marché,après impôts sur les bénéfices
Coûts non recouvrables de NSPML2)	-		-	(7)		-
BAIIA ajusté	**658 **	$	575 $	**1 932 **	$	1 785 $

1) Le bénéfice net (la perte nette) représente le bénéfice avant la participation ne donnant pas le contrôle dans les filiales et les dividendes sur les actions privilégiées. 2) Emera comptabilise NSPML à titre de placement dans des sociétés satellites et, par conséquent, les coûts non recouvrables après impôts ont été comptabilisés au poste « Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites » dans les états des résultats consolidés résumés d’Emera.

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice

Incidence sur le bénéfice de la perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts

La perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts a diminué de 209 millions de dollars pour s’établir à 36 millions de dollars au troisième trimestre de 2022, contre 245 millions de dollars au troisième trimestre de 2021, en raison principalement des variations des positions existantes, en partie contrebalancées par la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel en 2022 et par la reprise plus importante des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché en 2021 à Emera Energy. Pour les neuf premiers mois de 2022, la perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts s’est chiffrée à 132 millions de dollars, en baisse de 237 millions de dollars comparativement à celle de 369 millions de dollars inscrite pour la période correspondante de 2021, en raison d’une reprise plus importante de pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché en 2022 et des variations des positions existantes, facteurs partiellement contrebalancés par la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel en 2022 à Emera Energy.

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Principales données financières consolidées

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
en millions de dollars		30 septembre			30 septembre
Bénéfice net ajusté	2022		2021	2022		2021
Servicespublics d’électricité de la Floride	**199 **	$	169$	**472 **	$	377$
Servicespublics d’électricité canadiens	39		42	176		174
Servicespublics degaz naturel et infrastructure	33		29	149		143
Autres servicespublics d’électricité	12		8	21		15
Autres	(80)		(73)	(217)		(154)
Bénéfice net ajusté	**203 **	$	175$	**601 **	$	555$
Perte découlant de la réévaluation à la valeur	(36)		(245)	(132)		(369)
du marché,après impôts
Coûts non recouvrables de NSPML	-		-	(7)		-
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux porteurs	167	$	(70) $	462	$	186 $
d’actions ordinaires

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Le tableau qui suit fait état des variations importantes du bénéfice net ajusté entre 2021 et 2022 :

	Trois mois clos les	Neuf mois clos les
en millions de dollars	30 septembre	30 septembre
Bénéfice net ajusté – 2021	175 $	555 $
Rendement des unités d’exploitation
Augmentation du bénéfice à Tampa Electric attribuable à	30	95
l’augmentation des produits résultant de la hausse des tarifs
en janvier 2022, de la croissance de la clientèle et de
l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien. Ces
facteurs ont été partiellement contrebalancés par la hausse
des charges d’exploitation et d’entretien et charges
générales, l’augmentation des intérêts débiteurs et la hausse
de l’amortissement. L’augmentation enregistrée d’un
exercice à l’autre s’explique également par les conditions
météorologiques favorables.
Augmentation du bénéfice à NSPI attribuable à une hausse	2	10
des volumes des ventes, partiellement contrebalancée par
l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et
charges générales découlant principalement de la hausse
des coûts liés aux technologies de l’information, des coûts de
restauration liés aux dommages causés par les tempêtes et
à laproduction d’électricité
Augmentation du bénéfice à PGS attribuable à l’annulation	3	8
de l’amortissement cumulé découlant de la convention de
règlement sur les tarifs et de la hausse des ventes hors
système, partiellement contrebalancées par l’augmentation
des charges d’exploitation et d’entretien et charges
générales. L’augmentation d’un exercice à l’autre est
également attribuable à la croissance de la clientèle
Augmentation du bénéfice de SeaCoast attribuable à l’entrée	2	6
en vigueur, en 2022, d’un contrat de location d’une durée
de 34 ans relatif à une dérivation de conduite
Augmentation du bénéfice à Emera Energy Services	16	-
(« EES ») attribuable à l’augmentation des prix du gaz
naturel et de la volatilité, ce qui a donné lieu à des occasions
rentables. L’augmentation d’un exercice à l’autre a été
contrebalancée par l’incidence favorable de la tempête
hivernale Uri aupremier trimestre de 2021
Siège social
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et	(17)	(36)
charges générales, avant impôts, en raison du calendrier de
la rémunération à longterme et des couvertures connexes
Augmentation des pertes de change, avant impôts,	(6)	(19)
découlant principalement des profits réalisés en 2021 sur les
couvertures de change conclues afin de couvrir le risque lié
au bénéfice des unités d’exploitation libellé en dollars
américains
Augmentation des dividendes sur actions privilégiées	(2)	(11)
résultant de l’émission d’actionsprivilégiées en 2021
Augmentation des intérêts débiteurs avant impôts attribuable	(10)	(10)
à la hausse des taux d’intérêt et à l’augmentation de la dette
totale
Autres écarts	10	3
Bénéfice net ajusté – 2022	203 $	601 $

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

		Neuf mois clos les
		30 septembre
en millions de dollars	2022	2021
Flux de trésorerie liés à l’exploitation avant la variation	806 $	1 035 $
du fonds de roulement
Variation du fonds de roulement	149	71
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	955 $	1 106$
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(1 685) $	(1 576) $
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	844 $	693$

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

	Au	30 septembre	Au	31 décembre
en millions de dollars		2022		2021
Total de l’actif		39 804 $		34 244$
Total de la dette à long terme (y compris la tranche		15 860 $		14 658 $
échéant à moins d’un an)

Faits saillants de l’état des résultats consolidé

en millions de dollars Trois mois clos les 30 septembre (sauf les montantspar action) 2022 2021	Neuf mois clos les 30 septembre Variation 2022 2021	Neuf mois clos les 30 septembre Variation 2022 2021	Variation
Produits d’exploitation 1 835 $ 1 148$	687$ **5 230 **	$ 3 897	$ 1 333$
Charges d’exploitation 1 496 1 201	(295) 4 321	3 483	(838)
Bénéfice d’exploitation 339 $ (53) $	392 **909 **	$ 414	$ 495$
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux porteurs d’actions ordinaires 167 $ (70) $	237 462	$ 186	$ 276 $
Bénéfice net ajusté 203 $ 175$	28$ **601 **	$ 555	$ 46$
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation(en millions)1) 266,6 258,5	8,1 264,3	256,0	8,3
Résultat (perte) de base par action ordinaire 0,63 $ (0,27) $	0,90 $ 1,75	$ 0,73	$ 1,02 $
Résultat(perte)diluépar action ordinaire 0,63 $ (0,27) $	0,90$ **1,74 **	$ 0,73	$ 1,01$
Résultat ajusté de basepar action ordinaire 0,76 $ 0,68$	0,08$ **2,27 **	$ 2,17	$ 0,10$
Dividendespar action ordinaire déclarés 0,6625 $ 0,6375$	0,0250$ **1,9875 **	$ 1,9125	$ 0,0750$
BAIIA ajusté 658 $ 575 $	83 $ **1 932 **	$ 1 785	$ 147 $

1) Depuis le 10 février 2022, les unités d’actions différées ne peuvent plus être réglées en actions et sont donc exclues du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation.

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Produits d’exploitation

Les produits d’exploitation ont augmenté de 687 millions de dollars au troisième trimestre de 2022 comparativement au troisième trimestre de 2021 et, abstraction faite de la diminution de 317 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché, ils ont augmenté de 370 millions de dollars. Pour les neuf premiers mois de 2022, les produits d’exploitation ont augmenté de 1 333 millions de dollars par rapport à la période correspondante de 2021 et, abstraction faite de la diminution de 360 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché, ils ont augmenté de 973 millions de dollars. Les augmentations observées pour les deux périodes étaient attribuables aux produits plus élevés liés au combustible à NMGC, à Tampa Electric, à PGS et à BLPC, aux nouveaux tarifs qui sont entrés en vigueur en janvier 2022 et à la croissance de la clientèle chez Tampa Electric, à l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien, à la hausse du volume des ventes à NSPI, à l’augmentation des ventes hors système ainsi qu’à l’augmentation de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à EES. Les conditions météorologiques favorables à Tampa Electric et la croissance de la clientèle à PGS ont contribué à l’augmentation des produits d’exploitation d’un exercice à l’autre. L’incidence positive de ces facteurs a été partiellement neutralisée par l’impact qu’a eu la tempête hivernale Uri sur la marge dégagée sur les activités d’EES au premier trimestre de 2021.

Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation ont augmenté de 295 millions de dollars au troisième trimestre de 2022 et ont augmenté de 838 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2022 comparativement aux périodes correspondantes de 2021. Les augmentations observées pour les deux périodes étaient attribuables à la hausse des prix du gaz naturel et du carburant qui a touché les services publics réglementés, à l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien et à la hausse des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales à Tampa Electric, au siège social et à NSPI.

Bénéfice net et bénéfice net ajusté

Pour le troisième trimestre de 2022, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires par rapport au troisième trimestre de 2021 a subi l’incidence favorable de la diminution de 209 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts. Abstraction faite des variations favorables découlant de la réévaluation à la valeur du marché, le bénéfice net ajusté a augmenté de 28 millions de dollars. La hausse est principalement attribuable à l’augmentation de la contribution au bénéfice de Tampa Electric et d’Emera Energy, ainsi qu’à l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales du siège social résultant du calendrier de la rémunération à long terme et des couvertures connexes et par l’augmentation des intérêts débiteurs qui a découlé des taux d’intérêt plus élevés et de la hausse du total de la dette.

Pour les neuf premiers mois de 2022, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, comparativement à celui de la période correspondante de 2021, reflète l’incidence favorable de la diminution de 237 millions de dollars des pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts ainsi que l’incidence défavorable des coûts non recouvrables de NSPML de 7 millions de dollars. Abstraction faite de ces variations, le bénéfice net ajusté a augmenté de 46 millions de dollars. La hausse est principalement attribuable à l’augmentation des contributions au bénéfice de Tampa Electric, de NSPI, de PGS et de SeaCoast, ainsi qu’à l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales de la société résultant du calendrier de la rémunération à long terme et des couvertures connexes, des profits réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie du siège social en 2021, de l’augmentation des dividendes sur actions privilégiées attribuable à l’émission d’actions privilégiées et par l’augmentation des intérêts débiteurs ayant découlé des taux d’intérêt plus élevés et de la hausse du total de la dette.

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

Le résultat de base par action ordinaire et le résultat ajusté de base par action ordinaire ont été plus élevés au troisième trimestre de 2022 et pour les neuf premiers mois de 2022 en raison de l’incidence de l’augmentation du bénéfice dont il est question ci-dessus et de l’incidence de l’augmentation du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation.

Incidence de la conversion des monnaies étrangères

Emera exerce des activités au Canada, aux États-Unis et dans divers pays des Caraïbes et génère donc 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 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 et au pourcentage de celui-ci au cours de la période, ainsi qu’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 2022 et 2021 s’établissent comme suit :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Exercice clos le
	30	septembre		30 septembre		31 décembre
	2022	2021	2022		2021	2021
Taux de change moyen pondéré	1,35 $	1,28 $	1,30	$	1,27 $	1,26 $
$CA/$US
Taux de change $ CA/$ US à la	1,37 $	1,27 $	1,37	$	1,27 $	1,27 $
clôture de lapériode

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US	2022		2021	2022		2021
Servicespublics d’électricité de la Floride	**153 **	$	135$	**367 **	$	302$
Servicespublics degaz naturel et infrastructure1)	19		16	98		93
Autres servicespublics d’électricité	9		6	16		12
Secteur Autres2)	(30)		(39)	(80)		(78)
Total3)	**151 **	$	118$	**401 **	$	329$

1) Comprend le bénéfice net en dollars américains provenant de PGS, de NMGC, de SeaCoast et de M&NP.

2) Comprend la tranche du bénéfice net ajusté en dollars américains d’EES et de Bear Swamp, ainsi que les intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains d’Emera Inc.

3) Déduction faite d’une perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 22 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (190 millions de dollars en 2021) et d’une perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts de 92 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (286 millions de dollars en 2021).

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L’incidence des pertes latentes sur les couvertures de change, partiellement contrebalancée par l’affaiblissement du dollar canadien, s’est traduite par une diminution de 12 millions de dollars du bénéfice net au troisième trimestre de 2022 et pour les neuf premiers mois de 2022 par rapport aux périodes correspondantes de 2021. L’affaiblissement du dollar canadien a entraîné une hausse du bénéfice net ajusté de 7 millions de dollars au troisième trimestre de 2022 et de 14 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2022 par rapport aux périodes correspondantes de 2021. L’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien tient compte des incidences découlant des couvertures de change lié aux activités du siège social pour le trimestre en cours et des neuf premiers mois de 2022 dans le secteur Autres.

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 ait eu des répercussions diverses dans les zones de service où Emera exerce ses activités, sur une base consolidée, la COVID-19 ne devrait pas avoir d’incidence financière importante en 2022. Pour plus de renseignements sur la COVID-19 et ses incidences potentielles futures sur Emera et ses activités, se reporter aux rubriques « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et « Situation de trésorerie et sources de financement » du rapport de gestion annuel 2021 d’Emera.

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.

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 devraient entraîner une hausse du bénéfice en dollars américains en 2022 par rapport à 2021. 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 en Floride.

La convention de règlement de 2021 de Tampa Electric permet à la société de demander une augmentation des produits et du RCP en raison de l’augmentation du taux de rendement des obligations du Trésor des États-Unis à 30 ans. Le 1[er] juillet 2022, Tampa Electric a demandé à la FPSC d’augmenter ses tarifs de base annuels de 10 millions de dollars américains à compter du 1[er] septembre 2022 et d’augmenter son RCP. Le 16 août 2022, la FPSC a approuvé cette augmentation. Depuis le 1[er] juillet 2022, le nouveau RCP moyen est de 10,20 pour cent, et la fourchette est de 9,25 pour cent à 11,25 pour cent.

Le rajustement à mi-parcours des frais de combustible demandé par Tampa Electric le 19 janvier 2022 a été approuvé le 1[er] mars 2022. L’augmentation des tarifs, qui entrera en vigueur avec le premier cycle de facturation en avril 2022, couvre la hausse de 169 millions de dollars américains des coûts de combustible et de capacité. Elle sera répartie sur les factures des clients à compter du 1[er] avril 2022 jusqu’en décembre 2022. Tampa Electric continue de subir l’impact de l’augmentation des coûts du combustible et s’attend à enregistrer un solde déficitaire au titre du recouvrement des coûts du combustible à la fin de 2022. Tampa Electric compte déposer une demande de recouvrement de ce solde à la fin de 2022 ou au début de 2023 pour recouvrement au cours des périodes à venir.

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Le 28 septembre 2022, l’ouragan Ian a touché terre dans le sud-ouest de la Floride en tant qu’ouragan de catégorie 4, occasionnant une panne d’électricité pour environ 291 000 clients. La majeure partie des coûts de restauration liés à l’ouragan Ian sera imputée à la réserve en cas de tempête approuvée par la FPSC de Tampa Electric, ce qui aura une incidence négligeable sur le bénéfice pour 2022. Le coût total de la restauration a été estimé à 130 millions de dollars américains. Au 30 septembre 2022, Tampa Electric a engagé des coûts de restauration après tempête d’un montant de 68 millions de dollars américains et devrait engager des coûts supplémentaires de 62 millions de dollars américains au quatrième trimestre de 2022. Le total des coûts de restauration imputés à la réserve en cas de tempête a excédé le solde de la réserve et a été reporté à titre d’actif réglementaire pour un recouvrement futur. Tampa Electric prévoit déposer une demande auprès de la FPSC à la fin de 2022 ou au début de 2023 afin de recouvrer l’actif réglementaire de la réserve en cas de tempête et de ramener le solde de la réserve au montant de la réserve approuvé précédemment, soit 56 millions de dollars américains, pour un total d’environ 136 millions de dollars américains.

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 provision pour fonds utilisés pendant la construction (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, les investissements visant à rendre les installations plus résistantes aux tempêtes et l’infrastructure opérationnelle.

Services publics d’électricité canadiens

Le secteur Services publics d’électricité canadiens englobe NSPI et Emera Newfoundland & Labrador Holdings Inc. (« 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

NSPI prévoit dégager un RCP se rapprochant de la limite inférieure de 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. NSPI s’attend à ce que le volume des ventes soit supérieur à celui de 2021.

Le 24 septembre 2022, la Nouvelle-Écosse a été frappée par l’ouragan Fiona, qui a touché terre sous la forme d’une tempête post-tropicale équivalente à un ouragan de catégorie 2 générant des vents soutenus de plus de 100 kilomètres à l'heure et des rafales atteignant quelque 180 kilomètres à l’heure. Cette tempête exceptionnelle pour la Nouvelle-Écosse a causé d’importants dommages généralisés au système de transmission et de distribution de NSPI et, au plus fort de la tempête, environ 415 000 clients étaient privés d'électricité. Le total des coûts de restauration devrait s’élever à environ 115 millions de dollars. Au 30 septembre 2022, NSPI a engagé des coûts de restauration après tempête de 48 millions de dollars, dont 39 millions de dollars ont été incorporés au coût des immobilisations corporelles et 9 millions de dollars ont été reportés dans les autres actifs à long terme en vue d’un amortissement futur, sous réserve de l’approbation de l’UARB. Des coûts supplémentaires de restauration après tempête estimés à 67 millions de dollars devraient être engagés au quatrième trimestre de 2022 et NSPI prévoit que la répartition entre les immobilisations corporelles et les autres actifs à long terme sera semblable à celle qui a été faite pour les coûts engagés au troisième trimestre de 2022.

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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. Les tarifs pour 2022 comprennent un montant d’environ 162 millions de dollars lié au 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, qui a été modifiée le 18 février 2022. La DGHT propose un plan de stabilité tarifaire pour les années 2022 à 2024 qui comprend des augmentations moyennes du tarif de 2,8 pour cent par année le 1[er] août 2022, le 1[er] janvier 2023 et le 1[er] janvier 2024 afin de recouvrer les coûts non liés au combustible. Le 2 septembre 2022, NSPI a déposé une mise à jour relative au combustible pour la DGHT proposant que les augmentations du coût du combustible soient étalées sur les années 2023 et 2024 et que le solde prévu à l’égard du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible au 31 décembre 2022 soit recouvré sur une période de trois ans (de 2023 à 2025), ce qui entraînera des augmentations combinées des prix du combustible de 1,6 pour cent le 1[er] janvier 2023 et le 1[er] janvier 2024 afin de recouvrer les coûts du combustible. Le recouvrement du solde à l’égard du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de 2022 devrait être perçu en 2025 et nécessiterait une augmentation supplémentaire des prix du combustible de 1,3 pour cent, sous réserve de l’approbation de la Régie dans le cadre de futures demandes de hausse tarifaire. Le calendrier effectif de toute augmentation approuvée sera déterminé par la Régie. L’audience relative à ce dossier a pris fin en septembre 2022 et les conclusions finales seront déposées au quatrième trimestre de 2022. Une décision de la Régie est attendue au premier trimestre de 2023.

Le 9 novembre 2022, le gouvernement provincial de la Nouvelle-Écosse a adopté le projet de loi 212, intitulé « Public Utilities Act (amended) » (la « Loi sur les services publics (amendée) »). La loi a préséance sur la décision en instance de la Régie relativement à la DGHT et limite les augmentations des prix des produits non liés au combustible, à l’exclusion des augmentations liées aux coûts de la gestion axée sur la demande, à un total de 1,8 pour cent entre la date de prise d’effet de la décision de la Régie et la fin de 2024. La loi prévoit également ce qui suit :

• exiger que les produits générés par l’augmentation des prix des produits non liés au combustible ne soient utilisés que pour améliorer la fiabilité du service aux contribuables;

• limiter le rendement des capitaux propres de NSPI à 9,25 pour cent et le ratio des capitaux propres à 40 pour cent;

• limiter le taux utilisé pour accumuler les intérêts sur les reports réglementaires au taux directeur de la Banque du Canada majoré de 1,75 pour cent, à moins que la Régie n’en décide autrement.

Les mesures nécessaires pour faire face à l’incidence de cette loi sont susceptibles d’inclure une réduction importante des dépenses en immobilisations et des coûts d’exploitation prévus de NSPI au cours de la période de 2023 à 2024. Par conséquent, les dépenses prévues pour 2023 et 2024 seront reportées, entraînant des coûts plus élevés pour les clients lors de périodes futures. La loi aura une incidence directe et négative sur le rendement financier prévu de NSPI si importante qu’on ne s’attend pas à ce que son rendement des capitaux propres se situe dans sa fourchette actuellement autorisée en 2023 et 2024 au ratio des capitaux propres actuellement approuvé de 37,5 pour cent. La société a actualisé l’information relative à ses principaux risques pour tenir compte de cette éventualité. Se reporter à la rubrique « Gestion des risques et instruments financiers » et à la note 20 dans les états financiers consolidés condensés non audités pour le troisième trimestre de 2022 pour en savoir plus sur cette mise à jour sur les risques.

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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 est tenue de fournir 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. La mise en service définitive du projet LIL par Nalcor a connu des retards et Nalcor progresse vers la mise en service définitive du projet LIL au quatrième trimestre de 2022. Au cours des dernières étapes de la mise en service, il y aura des interruptions de l’approvisionnement, et tout déficit de livraison qui en résultera sera comblé à une date convenue par les sociétés. NSPI a la possibilité d’acheter de l’électricité supplémentaire au prix du marché de Nalcor dans le cadre de l’Entente d’accès à l’énergie. Cette entente permet à NSPI d’accéder à une offre de Nalcor au prix du marché pour un maximum de 1,8 TWh d’énergie au cours d’une année donnée et, en moyenne, de 1,2 TWh d’énergie par année jusqu’au 31 août 2041.

En 2022, NSPI s’attend à investir 545 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 capacité renouvelable.

Lois et règlements en matière d’environnement

NSPI est assujettie à des lois et règlements en matière d’environnement, tels qu’ils ont été établis 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 se conformer aux lois seront recouvrables auprès des clients en vertu du cadre réglementaire qui s’applique aux activités de NSPI. NSPI est exposée à des risques liés au respect des exigences législatives en matière de climat et d’environnement, y compris le risque de non-conformité, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur les activités et le rendement financier de NSPI. Pour plus de précisions sur ces risques et les lois et règlements en matière d’environnement, se reporter aux rubriques « Risque d’entreprise et gestion du risque » et « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales — Services publics d’électricité canadiens », respectivement, du rapport de gestion annuel 2021 d’Emera. Les faits nouveaux liés aux lois et règlements environnementaux provinciaux et fédéraux sont décrits ci-dessous.

Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse : NSPI participe au programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et est assujettie à la période de conformité qui s’étend de 2019 à 2022. NSPI a reçu les autorisations d’émissions qui lui ont été accordées dans le cadre du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et est autorisée à acheter jusqu’à cinq pour cent des crédits disponibles lors des ventes aux enchères provinciales ou des crédits de réserve. On prévoit que le prix des crédits de réserve sera supérieur au prix des enchères provinciales. L’énergie reçue de la centrale hydroélectrique de Muskrat Falls au cours de la période de conformité, inférieure aux prévisions, a entraîné le déploiement accru de sources de production à plus forte émission de carbone. La province de la Nouvelle-Écosse a annoncé qu’elle accorderait un allégement de 165 millions de dollars des coûts liés à la conformité de 2019 à 2022, ce qui correspondait aux coûts liés à la conformité totaux prévus au moment de la mise à jour relative au combustible pour la DGHT de septembre 2022. Les discussions relatives à la façon dont cet allégement sera fourni sont en cours.

16

Règlements sur la tarification du carbone :

Le 9 novembre 2022, le gouvernement provincial de la Nouvelle-Écosse a adopté le projet de loi 208, intitulé « Environment Act (amended) » (la « Loi sur l’environnement (amendée) »). La loi établit le cadre permettant au régime de la Nouvelle-Écosse de se conformer aux règlements du gouvernement fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone de 2023 à 2030, établis dans le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. La Nouvelle-Écosse propose un régime de tarification fondé sur la production qui mettra en place des normes de rendement pour les grands émetteurs industriels de gaz à effet de serre afin d’atteindre les objectifs de réduction des émissions. Des règlements ultérieurs seront nécessaires pour détailler le fonctionnement du régime, qui est, par ailleurs, assujetti à l’approbation du gouvernement fédéral. Si aucune entente n’est conclue entre les gouvernements fédéral et provincial concernant la conformité du régime néo-écossais aux critères fédéraux, la Nouvelle-Écosse sera assujettie au filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone, qui commencera à 65 $ par tonne en 2023 et augmentera de 15 $ par tonne chaque année, pour atteindre 170 $ par tonne en 2030. NSPI prévoit que tous les coûts prudemment engagés pour se conformer aux programmes de tarification du carbone seront recouvrables en vertu de son cadre réglementaire.

Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse : Le plan de conformité de remplacement, conformément à la réglementation portant sur les énergies renouvelables qui a été imposée par voie législative au niveau provincial, exige que NSPI réalise 40 pour cent des ventes d’électricité produites à partir de sources renouvelables pendant la période allant de 2020 à 2022. Étant donné que la livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse commencera plus tard que prévu et que d’autres interruptions de l’approvisionnement sont prévues en raison de retards dans le projet LIL, NSPI ne prévoit pas être en mesure de répondre aux exigences du plan de conformité de remplacement. La réglementation portant sur les énergies renouvelables requiert que NSPI ait agi de manière dûment diligente. 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.

ENL

Abstraction faite des coûts non recouvrables et de la retenue potentielle liés à NSPML, la quote-part du bénéfice de NSPML et de LIL en 2022 devrait être semblable à celle de 2021. Les investissements dans NSPML et LIL sont comptabilisés au poste « Placements assujettis à une influence notable » des bilans consolidés résumés 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. Pour plus de précisions sur le bloc de la Nouvelle-Écosse, se reporter à la rubrique « NSPI » ci-dessus.

Le 3 août 2022, NSPML a soumis à la Régie une demande de recouvrement des coûts du lien maritime d’environ 164 millions de dollars pour 2023. Une décision est attendue au quatrième trimestre de 2022.

17

En février 2022, la Régie a rendu sa décision et son ordonnance approuvant le tarif de base demandé par NSPML d’environ 1,8 milliard de dollars, moins des coûts d’environ 9 millions de dollars (7 millions de dollars après impôts) qui n’auraient pas été recouvrables s’ils avaient été engagés par NSPI. NSPML a également reçu l’autorisation de percevoir 168 millions de dollars (172 millions de dollars en 2021) de NSPI pour le recouvrement des coûts du lien maritime en 2022. Cette somme est assujettie à une retenue mensuelle d’au plus 2 millions de dollars d’avril à décembre 2022, à la condition de recevoir au moins 90 pour cent des livraisons du bloc de la Nouvelle-Écosse, y compris les livraisons d’énergie supplémentaire, et les coûts d’énergie de remplacement.

NSPML ne prévoit pas d’investissements en immobilisations considérables en 2022 (6 millions de dollars en 2021).

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 en 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 725 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 315 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 et, jusque-là, Emera continuera de comptabiliser un bénéfice tiré de la PFUPC.

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.

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 de la clientèle et de l’annulation de l’amortissement accumulé à PGS, comme il est décrit ci-dessous.

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 sera favorable et que la croissance du volume des ventes provenant du secteur résidentiel et du secteur commercial en 2022 sera légèrement inférieure à la croissance de la consommation. La convention de règlement sur les tarifs, qui a été approuvée en novembre 2020, accorde également à PGS la possibilité d’annuler un amortissement total de 34 millions de dollars américains accumulé jusqu’en 2023. Pour la période écoulée jusqu’à septembre 2022, PGS a annulé un amortissement de 14 millions de dollars américains accumulé. L’annulation de l’amortissement accumulé restant devrait avoir lieu au cours des périodes 2022 et 2023.

18

En septembre 2022, l’ouragan Ian a eu des répercussions sur les activités de PGS à Fort Myers et Sarasota. Les coûts de restauration devraient s'élever à 3 millions de dollars américains et seront imputés à la réserve en cas de tempête approuvée par la FPSC de PGS, ce qui aura une incidence négligeable sur le bénéfice.

NMGC prévoit dégager un RCP inférieur à 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. Le 20 mai 2022, NMGC a déposé une convention de règlement sans opposition auprès de la NMPRC pour obtenir une augmentation de 19 millions de dollars américains des produits de base annuels. Les tarifs proposés reflètent le recouvrement des coûts d’exploitation et des dépenses en immobilisations plus élevés dans les gazoducs et les infrastructures connexes. Une audience a eu lieu en juin 2022 et une décision de la NMPRC est attendue au quatrième trimestre de 2022.

En 2018, SeaCoast a conclu une entente d’une durée de 34 ans visant à fournir un service de transport ferme de gaz à long terme au moyen d’une dérivation de conduite de 76 cm (30 pouces) d’une longueur de 34 km (21 milles). La location de la dérivation de conduite a commencé le 1[er] janvier 2022.

En 2022, les dépenses en immobilisations du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devraient s’élever à environ 440 millions de dollars américains (407 millions de dollars américains en 2021), y compris la PFUPC. PGS investira pour soutenir la croissance de la consommation et pour étendre son réseau afin d’en assurer la fiabilité. NMGC continuera à réaliser des investissements pour maintenir la fiabilité de son système.

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 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 31 mars 2022, Emera a conclu la vente de sa participation de 51,9 pour cent dans Dominica Electricity Services Ltd. (« Domlec ») pour un produit avoisinant la valeur comptable. Domlec a été incluse dans le secteur Autres services publics d’électricité au premier trimestre de 2022. La vente n’a pas eu d’incidence significative sur le bénéfice.

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.

Depuis le 1[er] novembre 2022, les frais de transfert des coûts du combustible de GBPC ont été augmentés en raison d’une hausse des prix mondiaux du pétrole ayant une incidence sur les coûts liés au combustible non couverts. En 2023, les frais de transfert des coûts du combustible seront ajustés tous les mois en fonction des coûts liés au combustible réels.

Le 14 janvier 2022, la GBPA a rendu sa décision concernant la demande de révision tarifaire de GBPC. La hausse approuvée des produits d’exploitation annuels de 3,5 millions de dollars américains est entrée en vigueur le 1[er] avril 2022.

19

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. Le 16 septembre 2022, la FTC a accordé à BLPC un allégement tarifaire provisoire, permettant une augmentation des tarifs de base d’environ 3 millions de dollars américains pour le reste de l’année 2022. L’allégement tarifaire provisoire est en vigueur du 16 septembre 2022 jusqu’à l’entrée en vigueur des tarifs définitifs. L’audience a pris fin en octobre 2022 et TBLPC attend une décision de la FTC à l’égard des tarifs définitifs en 2022.

En 2022, les dépenses en immobilisations du secteur Autres services publics d’électricité devraient s’élever à 60 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.

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 comptabilisés au poste « Produits intersociétés », de même que les charges d’intérêts sur la dette de la société au Canada et aux États-Unis. De plus, ils comprennent les coûts associés aux activités du siège social qui ne sont pas directement attribués aux activités des filiales et des investissements d’Emera.

Le bénéfice d’EES est généralement tributaire de la conjoncture de marché et, plus particulièrement, de la volatilité sur les marchés 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).

20

La perte nette ajustée du secteur Autres devrait augmenter en 2022, en raison de l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales du siège social découlant du calendrier de la rémunération à long terme et des couvertures connexes, des profits de change réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie en 2021, de la hausse des intérêts débiteurs et des dividendes sur actions privilégiées supplémentaires. Cette baisse devrait être partiellement contrebalancée par une diminution des impôts découlant d’une perte nette plus élevée.

Aucune dépense en immobilisations importante ne devrait être engagée par le secteur Autres en 2022 (1 million de dollars en 2021).

21

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

Les variations importantes survenues aux bilans consolidés résumés entre le 31 décembre 2021 et le 30 septembre 2022 incluent ce qui suit :

	Augmentation
en millions de dollars	(diminution)	Explication
Actif
Trésorerie et équivalents de	132 $	Augmentation attribuable au produit de l’émission de titres de
trésorerie		créance à court terme à Emera et à Tampa Electric, aux flux
		de trésorerie provenant des activités d’exploitation et à
		l’émission d'actions ordinaires. Ces facteurs ont été
		partiellement contrebalancés par la hausse des
		investissements dans les immobilisations corporelles des
		services publics réglementés et des dividendes sur actions
		ordinaires
Stocks	184	Augmentation attribuable à la hausse des prix des produits
		de base à Emera Energy et à NSPI, ainsi qu’à l’incidence de
		l’affaiblissement du dollar canadien sur la conversion des
		comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera
Instruments dérivés (à court terme	396	Augmentation attribuable à la hausse des prix des produits
et à long terme)		de base à NSPI et à la contre-passation de contrats de 2021
		à Emera Energy, en partie contrebalancées par les
		règlements à NSPI
Actifs réglementaires (à court terme	865	Augmentation résultant de l’augmentation des clauses de
et à long terme)		recouvrement des coûts liés au combustible à Tampa
		Electric, de l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien
		sur la conversion des comptes des sociétés affiliées
		étrangères d’Emera, de la hausse des reports liés au
		mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible
		à NSPI, de l’augmentation de l’actif réglementaire d’impôts
		reportés à NSPI et à Tampa Electric, ainsi que de la
		comptabilisation d’un actif lié à la réserve en cas de tempête
		à Tampa Electric attribuable aux coûts de restauration
		engagés à la suite de l’ouragan Ian en excédent du passif de
		la réserve en cas de tempête. Cette hausse a été
		partiellement contrebalancée par le recouvrement des coûts
		dugaz lié à l’événement hivernal de NMGC en 2021
Débiteurs et autres actifs (à court	1 116	Augmentation liée à l’augmentation des actifs de transport du
terme et à long terme)		gaz et de la garantie en trésorerie à Emera Energy, à
		l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien sur la
		conversion des comptes des sociétés affiliées étrangères
		d’Emera et à l’augmentation des créances clients à Tampa
		Electric
Immobilisations corporelles,	2 202	Augmentation attribuable à l’incidence de l’affaiblissement du
déduction faite de l’amortissement		dollar canadien sur la conversion des comptes des sociétés
cumulé		affiliées étrangères d’Emera, ainsi qu’aux ajouts
		d’immobilisations corporelles. Ces facteurs ont été
		partiellement contrebalancés par le reclassement de la
		dérivation de conduite de SeaCoast au moment du début du
		contrat de location
Investissement net dans des	101	Augmentation liée au début du contrat de location-vente du
contrats de location selon la		gazoduc à SeaCoast
méthode de financement direct et
des contrats de location-vente
Goodwill	462	Augmentation attribuable à l’incidence de l’affaiblissement du
		dollar canadien sur la conversion des comptes des sociétés
		affiliées étrangères d’Emera

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	Augmentation
en millions de dollars canadiens	(diminution)	Explication
Passif et capitauxpropres
Dette à court terme et dette à long	1 974 $	Augmentation attribuable à l’incidence de l’affaiblissement
terme (y compris la tranche échéant		du dollar canadien sur la conversion des comptes des
à moins d’un an)		sociétés affiliées étrangères d’Emera, à l’émission de titres
		de créance à court terme à Emera et à Tampa Electric et aux
		emprunts nets effectués aux termes des facilités de crédit
		engagées à NSPI
Créditeurs	586	Augmentation attribuable à l’incidence de l’affaiblissement
		du dollar canadien sur la conversion des comptes des
		sociétés affiliées étrangères d’Emera, à une hausse de la
		position de la garantie en trésorerie sur les instruments
		dérivés à NSPI, à l’augmentation des prix des produits de
		base à Emera Energy et à Tampa Electric, ainsi qu’au
		calendrier despaiements à Tampa Electric et à NSPI
Passifs d’impôts reportés, déduction	120	Augmentation attribuable aux déductions fiscales en
faite des actifs d’impôts reportés		excédent de l’amortissement comptable lié aux
		immobilisations corporelles et à l’augmentation des actifs
		réglementaires nets, partiellement contrebalancées par
		l’augmentation nette des reports depertes fiscales
Instruments dérivés (à court terme	1 119	Augmentation attribuable aux nouveaux contrats obtenus
et à long terme)		en 2022 et aux variations des positions existantes,
		partiellement contrebalancées par la contre-passation de
		contrats de 2021 à Emera Energy
Passifs réglementaires (à court	317	Augmentation découlant des reports liés aux instruments
terme et à long terme)		dérivés à NSPI et de l’incidence de l’affaiblissement du dollar
		canadien sur la conversion des comptes des sociétés
		affiliées étrangères d’Emera, en partie contrebalancés par la
		diminution de la réserve en cas de tempête à Tampa Electric
		attribuable aux coûts de restauration engagés à la suite de
		l’ouragan Ian
Autres passifs (à court terme	392	Augmentation attribuable aux charges comptabilisées en lien
et à long terme)		avec la conformité aux exigences en matière d’émissions à
		NSPI, à l’augmentation des crédits d’impôt à l’investissement
		liés aux projets d’énergie solaire à Tampa Electric et à
		l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien sur la
		conversion des comptes des sociétés affiliées étrangères
		d’Emera
Actions ordinaires	433	Hausse découlant du programme d’émission d’actions ACM
		d’Emera et des actions émises aux termes du programme de
		réinvestissement des dividendes
Cumul des autres éléments	638	Augmentation attribuable au raffermissement du dollar
du résultat global		canadien sur la conversion des comptes des sociétés
		affiliées étrangères d’Emera
Bénéfices non répartis	(63)	Augmentation attribuable aux dividendes payés en excédent
		du bénéfice net

23

AUTRES FAITS RÉCENTS

Prolongation de la présentation de l’information conformément aux PCGR des États-Unis

Emera a obtenu une dispense des autorités canadiennes en valeurs mobilières le 13 septembre 2022 et une dispense conformément à la loi de la Nouvelle-Écosse intitulée Companies Act le 12 octobre 2022, qui lui permettent chacune de continuer à présenter ses résultats financiers selon les PCGR des États-Unis (collectivement, la « dispense »). La dispense prendra fin à la première des dates suivantes : (i) le 1[er] janvier 2027; (ii) le premier jour de l’exercice de la société qui débutera après que celle-ci aura cessé d’exercer des activités à tarifs réglementés, si la société cesse d’avoir des activités à tarifs réglementés; ou (iii) le premier jour de l’exercice de la société qui commence au plus tard à la dernière des dates suivantes : a) la date d’entrée en vigueur prescrite par l’International Accounting Standards Board (l’« IASB ») à l’égard de l’application obligatoire d’une norme parmi les IFRS qui est propre aux entités ayant des activités à tarifs réglementés (« norme obligatoire pour les entités à tarifs réglementés »); ou b) deux ans après la publication par l’IASB de la version définitive d’une norme obligatoire pour les entités à tarifs réglementés. La dispense remplace une dispense similaire qui avait été accordée à Emera en 2018 et qui serait arrivée à échéance au plus tard le 1[er] janvier 2024.

Hausse des dividendes sur actions ordinaires

Le 22 septembre 2022, le conseil d'administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, qui passe de 2,65 $ à 2,76 $. Le premier versement sera effectif le 15 novembre 2022. Emera a également fait passer son objectif de taux de croissance du dividende de quatre à cinq pour cent d’ici 2025.

Nominations

Le 1[er] juillet 2022, Michael Barrett a été nommé premier vice-président et conseiller juridique principal d’Emera. M. Barrett occupait jusqu’à ce jour le poste de conseiller juridique principal d’Emera.

Le 30 juin 2022, Bruce Marchand a été nommé directeur, Gestion des risques et durabilité d’Emera. Jusqu’à ce jour, M. Marchand assumait les fonctions de chef des services juridiques et de la conformité d’Emera.

24

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	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US(sauf indication contraire)	2022		2021	2022		2021
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	**753 **	$	634 $	**1 926 **	$	1 613 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	**270 **	$	217 $	**631 **	$	501 $
d’électricité et l’achat d’électricité
Contribution au bénéfice net consolidé	**153 **	$	135 $	**367 **	$	302 $
Contribution au bénéfice net consolidé($CA)	**199 **	$	169 $	**472 **	$	377 $
Volumes des ventes d’électricité (en gigawattheures	6 259		6 003	16 002		15 332
(« GWh »))
Volumes deproduction d’électricité(en GWh)	6 341		6 256	16 675		16 211
Coût moyen du combustible par mégawattheure	**43 **	$	35 $	**38 **	$	31 $
(« MWh »)

L’incidence de la variation du taux de change a augmenté le bénéfice en dollars canadiens du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2022 de 7 millions de dollars et 13 millions de dollars, respectivement.

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

	Trois mois clos les	Neuf mois clos les
en millions de$US	30 septembre	30 septembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	135 $	302 $
Augmentation des produits d’exploitation attribuable à la hausse	119	313
des produits tirés de la clause de recouvrement des coûts du
combustible résultant de l’augmentation des coûts du
combustible, aux nouveaux tarifs qui sont entrés en vigueur
en janvier 2022 et à la croissance de la clientèle. L’augmentation
d’un exercice à l’autre est également attribuable aux conditions
météorologiques favorables
Augmentation des charges liées au combustible pour la	(53)	(130)
production d’électricité et l’achat d’électricité attribuable à la
hausse desprix dugaz naturel
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	(18)	(46)
générales attribuable à l’augmentation des coûts des prestations
et à l’augmentation des coûts de transport et de distribution.
L’augmentation d’un exercice à l’autre est également attribuable
à la hausse des coûts d’assurance
Augmentation de la charge d’amortissement résultant d’ajouts	(4)	(10)
aux installations et de la mise en service de projets de production
d’énergie
Augmentation des intérêts débiteurs attribuable aux taux d’intérêt	(11)	(16)
plus élevés et à la hausse des emprunts destinés au financement
des dépenses en immobilisations en cours
Diminution du bénéfice tiré de la PFUPC découlant du calendrier	(3)	(6)
de modernisation de centrales électriques et des projets
d’énergie solaire
Augmentation de la charge d’impôts sur les bénéfices attribuable	(11)	(36)
à la hausse du bénéfice avant la charge d’impôts sur
les bénéfices
Autres	(1)	(4)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2022	153 $	367 $

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Services publics d’électricité canadiens

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars(sauf indication contraire)	2022		2021	2022		2021
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	370	$	328 $	1 254	$	1 112 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	239	$	169 $	777	$	554 $
d’électricité et l’achat d’électricité1)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	**39 **	$	42$	**176 **	$	174$
Coûts non recouvrables de NSPML	**- **	$	-$	**(7) **	$	-$
Contribution au bénéfice net consolidé	**39 **	$	42$	**169 **	$	174$
Volumes des ventes d’électricité(en GWh)	2 262		2 263	7 833		7 570
Volumes deproduction d’électricité(en GWh)	2 397		2 402	8 320		8 062
Coût moyen du combustiblepar MWh	**100 **	$	70$	**93 **	$	69$

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 résumés; toutefois, celui-ci est exclu dans l’analyse sectorielle.

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
NSPI	**20 **	$	18$	**108 **	$	98$
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre	5		12	28		39
d’uneparticipation dans NSPML1)
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre	14		12	40		37
d’uneparticipation dans LIL
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	**39 **	$	42 $	**176 **	$	174 $

• 1) Exclut des coûts non recouvrables de NSPML de 7 millions de dollars, après impôts, pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (néant en 2021).

26

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

	Trois mois clos le	Neuf mois clos le
en millions de dollars	30 septembre	30 septembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	42 $	174 $
Augmentation des produits d’exploitation attribuable à la	42	142
hausse des produits tirés des ventes d’électricité liée au
recouvrement des coûts du carburant auprès d’un client
industriel, à l’augmentation des volumes des ventes des
secteurs résidentiel et commercial et à l’augmentation des
volumes des ventes attribuable aux conditions
météorologiques
Augmentation des charges liées au combustible réglementé	(70)	(223)
pour la production d’électricité et l’achat d’électricité
attribuable à la hausse de la provision du programme de
plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-
Écosse, à l’augmentation des prix des produits de base et à
l’augmentation des coûts liés à l’évaluation rendue au sujet
du lien maritime, en partie contrebalancées par la variation
favorable de la composition des sources de production.
L’augmentation observée pour l’exercice à ce jour découle
également de la hausse des volumes des ventes
Augmentation des reports liés au mécanisme de	29	104
rajustement attribuable au prix du combustible et des
reports de coûts fixes en raison du recouvrement déficitaire
des coûts du combustible de lapériode considérée
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et	(2)	(27)
charges générales d’un exercice à l’autre attribuable à la
hausse des coûts liés aux technologies de l’information, des
coûts de restauration liés aux dommages causés par les
tempêtes et des coûts liés à laproduction d’électricité
Diminution de la quote-part du bénéfice des placements	(7)	(11)
dans des sociétés satellites à NSPML attribuable
essentiellement à la retenue liée au lien maritime
Diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices	6	11
attribuable principalement à l’augmentation des déductions
fiscales en excédent de l’amortissement comptable lié aux
immobilisations corporelles et aux reports, ainsi qu’à la
baisse des charges de retraite non déductibles
Coûts non recouvrables de NSPML	-	(7)
Autres	(1)	6
Contribution au bénéfice net consolidé – 2022	39 $	169 $

La provision pour le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse s’est chiffrée à 40 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (néant en 2021) et à 152 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (3 millions de dollars en 2021). Pour plus de précisions sur cette charge hors trésorerie à payer, les coûts estimés et le solde réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible, se reporter à la note 6 afférente aux états financiers intermédiaires consolidés résumés non audités du troisième trimestre de 2022.

27

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	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US(sauf indication contraire)	2022		2021	2022		2021
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	260	$	189 $	924	$	699 $
augaz1)
Produits d’exploitation non réglementés	4		3	10		10
Total desproduits d’exploitation	**264 **	$	192$	**934 **	$	709$
Coût réglementé dugaz naturel	**115 **	$	57$	**433 **	$	236$
Contribution au bénéfice net consolidé	**25 **	$	22$	**117 **	$	113$
Contribution au bénéfice net consolidé($CA)	**33 **	$	29$	**149 **	$	143$
Volumes de ventes degaz(en thermies)	636		609	2 123		2 089

1) Le montant inscrit au poste « Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz » comprend des produits financiers provenant de Brunswick Pipeline de 11 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (11 millions de dollars en 2021) et de 34 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (34 millions de dollars en 2021).

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US	2022		2021	2022		2021
PGS	**16 **	$	14$	**65 **	$	60$
NMGC	(4)		(4)	13		18
Autres	13		12	39		35
Contribution au bénéfice net consolidé	**25 **	$	22$	**117 **	$	113$

L’incidence de la fluctuation du taux de change a entraîné une augmentation du bénéfice en dollars canadiens de 1 million de dollars et de 2 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2022, respectivement.

28

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

	Trois mois clos les	Neuf mois clos les
en millions de$US	30 septembre	30 septembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	22 $	113 $
Augmentation des produits tirés des ventes de gaz	71	225
attribuable 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 et à l’augmentation
des ventes hors système à PGS. L’augmentation d’un
exercice à l’autre est également attribuable à la croissance
de la clientèle à PGS
Augmentation du coût du gaz naturel vendu attribuable à la	(58)	(197)
hausse des prix du gaz naturel à PGS et à NMGC, ainsi
qu’à l’augmentation des ventes hors système à PGS
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et	(9)	(19)
charges générales attribuable essentiellement à la hausse
des coûts de main-d’œuvre et des coûts des prestations à
PGS et à NMGC
Diminution des frais d’amortissement découlant de	2	8
l’annulation de l’amortissement cumulé en raison du
règlement sur les tarifs à PGS, partiellement
contrebalancée par des hausses attribuables à
l’accroissement de l’actif à PGS et à NMGC
Augmentation des intérêts débiteurs attribuable à la hausse	(4)	(6)
des taux d’intérêt
Autres	1	(7)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2022	25 $	117 $

Autres services publics d’électricité

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US(sauf indication contraire)	2022		2021	2022		2021
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	**104 **	$	96 $	**300 **	$	257 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	**58 **	$	46 $	**169 **	$	123 $
d’électricité et l’achat d’électricité
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	**9 **	$	6 $	**16 **	$	12 $
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé($CA)	**12 **	$	8 $	**21 **	$	15 $
Perte découlant de la réévaluation à la valeur du	**(1) **	$	- $	**(5) **	$	(1) $
marché des titres de capitauxpropres
Contribution au bénéfice net consolidé	**8 **	$	6 $	**11 **	$	11 $
Contribution au bénéfice net consolidé($CA)	**10 **	$	8 $	**14 **	$	14 $
Volumes de ventes d’électricité(en GWh)	329		337	938		932
Volumes deproduction d’électricité(en GWh)	352		365	1 004		1 002

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de$US	2022		2021	2022		2021
GBPC	**6 **	$	3 $	**9 **	$	8 $
BLPC	3		3	6		5
Autres	-		-	1		(1)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	**9 **	$	6 $	**16 **	$	12 $

29

L’incidence de la fluctuation du taux de change sur le bénéfice en dollars canadiens pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2022 a été négligeable.

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

	Trois mois clos le	Neuf mois clos le
en millions de$US	30 septembre	30 septembre
Contribution au bénéfice net consolidé – 2021	6 $	11 $
Augmentation des produits d’exploitation – activités	8	43
réglementées liées à l’électricité à BLPC attribuable à la hausse
des prix du carburant, en partie contrebalancée par la vente de
Domlec aupremier trimestre de 2022
Augmentation du combustible réglementé pour la production	(12)	(46)
d’électricité et l’achat d’électricité attribuable à la hausse des prix
du carburant à BLPC
Diminution des charges d’exploitation et d’entretien et charges	6	6
générales attribuable à la vente de Domlec au premier trimestre
de 2022 et à la baisse des coûts liés à la production à GBPC, en
partie contrebalancées par la comptabilisation par GBPC du
produit des assurances en ce qui concerne la réclamation liée à
l’ouragan Dorian en 2021
Autres	-	(3)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2022	8 $	11 $

Autres

Autres
	Trois mois clos les			Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
Marge sur les activités de commercialisation et	**24 **	$	(4) $	**71 **	$	63 $
de négociation1)2)
Autresproduits d’exploitation non réglementés	3		8	13		25
Total des produits d’exploitation – activités non	**27 **	$	4 $	**84 **	$	88 $
réglementées
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé (à la	**(80) **	$	(73) $	**(217) **	$	(154) $
perte nette consolidée)
Perte découlant de la réévaluation à la valeur du	(34)		(245)	(125)		(368)
marché après impôts3)
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte	**(114) **	$	(318) $	**(342) **	$	(522) $
nette consolidée)

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 une perte découlant de la réévaluation à la valeur du marché avant impôts de 32 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2022 (perte de 334 millions de dollars en 2021) et une perte de 149 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2022 (perte de 501 millions de dollars pour 2021).

3) Déduction faite d’un recouvrement de 14 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (recouvrement de 100 millions de dollars en 2021) et d’un recouvrement de 51 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (recouvrement de 149 millions de dollars en 2021).

30

Le tableau qui suit résume la contribution au bénéfice net ajusté consolidé (à la perte nette consolidée) du secteur Autres :

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
Emera Energy	**8 **	$	(5) $	**29 **	$	37 $
Siège social – se reporter à la répartition de la	(84)		(59)	(230)		(174)
contribution ajustée ci-dessous
Emera Technologies	(3)		(7)	(13)		(13)
Autres	(1)		(2)	(3)		(4)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	**(80) **	$	(73) $	**(217) **	$	(154) $
(à laperte nette consolidée)

31

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

	Trois mois clos le	Neuf mois clos le
en millions de dollars	30 septembre	30 septembre
Contribution au bénéfice net consolidé	**(318) $ **	(522) $
(à laperte nette consolidée) – 2021
Hausse de la marge sur les activités de commercialisation	28	8
et de négociation attribuable à l’augmentation des prix du
gaz naturel et de la volatilité, ce qui a donné lieu à des
occasions rentables à Emera Energy. L’augmentation d’un
exercice à l’autre a été contrebalancée par l’incidence
positive sur la marge de la tempête hivernale Uri au premier
trimestre de 2021
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et	(17)	(36)
charges générales du siège social, avant impôts, découlant
principalement du calendrier de la rémunération à long
terme et des couvertures connexes
Augmentation des intérêts débiteurs, avant impôts,	(10)	(10)
attribuable à la hausse des taux d’intérêt et à l’augmentation
du total de la dette
Augmentation de la perte de change, avant impôts,	(6)	(19)
attribuable principalement aux profits réalisés en 2021 sur
les couvertures de change conclues afin de couvrir le risque
lié au bénéfice des unités d’exploitation libellé en dollars
américains
Augmentation du recouvrement d’impôts sur les bénéfices	3	20
principalement attribuable à la hausse des pertes avant la
charge d’impôts sur les bénéfices
Augmentation des dividendes sur les actions privilégiées	(2)	(11)
attribuable à l’émission d’actionsprivilégiées en 2021
Diminution, d’un trimestre à l’autre, des pertes découlant de	211	243
la réévaluation à la valeur du marché après impôts en
raison principalement des variations des positions
existantes; cette diminution est en partie contrebalancée par
la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz
naturel en 2022 et par la reprise plus importante des pertes
découlant de la réévaluation à la valeur du marché en 2021
à Emera Energy. Diminution des pertes découlant de la
réévaluation à la valeur du marché, après impôts, d’un
exercice à l’autre, en raison principalement de la reprise
plus importante des pertes découlant de la réévaluation à la
valeur du marché en 2022 et des variations des positions
existantes; cette diminution est partiellement
contrebalancée par la hausse de l’amortissement des actifs
de transport dugaz naturel en 2022 à Emera Energy
Autres	(3)	(15)
Contribution au bénéfice net consolidé	**(114) $ **	**(342) $ **
(à laperte nette consolidée) – 2022

32

Siège social

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
Charges d’exploitation1)	**27 **	$	10$	**63 **	$	27$
Intérêts débiteurs	75		65	208		199
Recouvrement d’impôts sur les bénéfices	(29)		(18)	(74)		(57)
Dividendes sur actionsprivilégiées	16		14	47		36
Autres2)	(5)		(12)	(14)		(31)
Perte nette ajustée du siège social	**(84) **	$	(59) $	**(230) **	$	(174) $

1) Le poste « Charges d’exploitation » comprend les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales ainsi que l’amortissement. En 2021, les charges d’exploitation ont été contrebalancées par des variations de la rémunération à long terme. La valeur de la rémunération 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 montant inscrit pour 2021 tient compte de profits de change réalisés de 4 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2021 et de 13 millions pour les neuf premiers mois de 2021 sur des couvertures de flux de trésorerie visant à atténuer le risque lié au bénéfice en monnaies étrangères. Une perte de change de 1 million de dollars a été comptabilisée pour l’exercice 2022 à ce jour.

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 : les fluctuations des conditions macroéconomiques mondiales, les ralentissements de l’économie générale sur les marchés d’Emera, l’incidence qu’ont les fluctuations du prix du combustible sur les exigences quant aux garanties et le recouvrement au moment opportun des coûts du combustible auprès des clients, 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.

Pour plus de renseignements sur la COVID-19 et ses incidences potentielles futures sur Emera et sur sa situation de trésorerie et ses sources de financement, se reporter aux rubriques « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et « Situation de trésorerie et sources de financement » du rapport de gestion annuel 2021 d’Emera.

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 l’ordre de 8 milliards de dollars à 9 milliards de dollars pour la période de 2023 à 2025 (ce qui comprend un investissement en capitaux propres de 240 millions de dollars dans le projet LIL en 2023). 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.

33

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 4,6 milliards de dollars, dont environ 1,4 milliard de dollars étaient non prélevés et disponibles au 30 septembre 2022. Au 30 septembre 2022, la société détenait un solde de trésorerie de 549 millions de dollars. Se reporter à la rubrique « Gestion de la dette » ci-après pour plus de précisions. Se reporter aux notes 18 et 19 afférentes aux états financiers intermédiaires consolidés résumés non audités pour plus de précisions sur les facilités de crédit.

Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants

Les variations importantes survenues aux états consolidés résumés des flux de trésorerie entre les périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2022 et 2021 comprennent :

en millions de dollars	2022	2021	Variation
Trésorerie et équivalents de trésorerie et liquidités soumises	417 $	254 $	163 $
à restrictions à l’ouverture de la période
Liés à ce qui suit :
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant	806	1 035	(229)
la variation du fonds de roulement
Variation du fonds de roulement	149	71	78
Activités d’exploitation	955 $	1 106 $	(151) $
Activités d’investissement	(1 685)	(1 576)	(109)
Activités de financement	844	693	151
Incidence des taux de change sur la trésorerie, les équivalents	18	(1)	19
de trésorerie etlesliquidités soumises àrestrictions
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités soumises	549 $	476 $	73 $
à 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 151 millions de dollars pour s’établir à 955 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022, comparativement à 1 106 millions de dollars pour la période correspondante de 2021.

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation avant la variation du fonds de roulement ont diminué de 229 millions de dollars. Cette diminution est attribuable à des recouvrements déficitaires sur des coûts liés à une clause attribuable surtout à une hausse des prix du gaz naturel à Tampa Electric, aux variations défavorables du solde de la réserve en cas de tempête de Tampa Electric découlant de l’ouragan Ian, ainsi qu’ à une augmentation des charges liées au combustible pour la production d’électricité et l’achat d’électricité à NSPI. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par le report des coûts du gaz à NMGC en 2021 qui a résulté de l’épisode de froid extrême et à la hausse des produits à Tampa Electric et à NSPI.

34

Les variations du fonds de roulement ont entraîné une augmentation de 78 millions de dollars des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation d’un exercice à l’autre. Cette augmentation est attribuable aux variations favorables des créditeurs à Tampa Electric et à NSPI, ainsi qu’aux variations favorables des positions de la garantie en trésorerie sur les instruments dérivés à Emera Energy. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par les variations défavorables des débiteurs à Tampa Electric, à NSPI et à GBPC, par les variations défavorables des positions de la garantie en trésorerie sur les instruments dérivés à NSPI et par le paiement anticipé exigé d’impôts sur les bénéfices et des intérêts connexes à NSPI.

Flux de trésorerie provenant des activités d’investissement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités d’investissement ont augmenté de 109 millions de dollars, s’établissant à 1 685 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022, en comparaison de 1 576 millions de dollars pour la période correspondante de 2021. L’augmentation s’explique par une hausse des dépenses en immobilisations en 2022.

Les dépenses en immobilisations, y compris la PFUPC, se sont élevées à 1 742 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022, contre 1 640 millions de dollars pour la période correspondante de 2021. Les dépenses en immobilisations par secteur pour 2022 se détaillent comme suit :

• 980 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité de la Floride (927 millions de dollars en 2021);

• 311 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité canadiens (248 millions de dollars en 2021);

• 405 millions de dollars pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure (378 millions de dollars en 2021);

• 43 millions de dollars pour le secteur Autres services publics d’électricité (85 millions de dollars en 2021);

• 3 millions de dollars pour le secteur Autres (2 millions de dollars en 2021).

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

Les flux de trésorerie nets provenant des activités de financement ont augmenté de 151 millions de dollars, s’établissant à 844 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022, comparativement à 693 millions de dollars pour la période correspondante de 2021. Cette augmentation est attribuable au remboursement de la dette à long terme à NMGC en 2021, au remboursement de la dette à court terme à Tampa Electric et à PGS en 2021, ainsi qu’à l’augmentation du produit tiré de l’émission de titres de créance à court terme à Emera et à Tampa Electric en 2022. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par la diminution des émissions de titres de créance à long terme à NMGC, à PGS et à Tampa Electric, ainsi que par l’émission d’actions privilégiées en 2021.

35

Obligations contractuelles

Au 30 septembre 2022, 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	2022	2023	2024	2025	2026	suite	Total
Capital de la dette à long terme	9 $	596	1 606	511	3 185	10 079	15 986 $
Obligations liées au paiement	269	695	674	625	532	7 497	10 292
des intérêts1)
Transport2)	183	616	475	396	364	2 917	4 951
Achat d’électricité3)	77	268	247	242	232	2 394	3 460
Approvisionnement en combustible et en	487	991	305	170	37	-	1 990
gaz naturel et stockage
Projets d’investissement	399	253	88	4	1	-	745
Obligations liées à la mise hors service	7	7	2	2	1	415	434
d’immobilisations
Obligations au titre des prestations de	8	40	35	34	34	173	324
retraite et des avantages postérieurs au
départ à la retraite4)
Engagements au titre des placements	-	240	-	-	-	-	240
dans des sociétés satellites5)
Autres	46	86	81	60	44	223	540
	1 485 $	3 792 $	3 513 $	2 044 $	4 430 $	23 698 $	38 962 $

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 30 septembre 2022, 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 147 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 producteurs d’électricité indépendants ou d’autres services publics sur une durée de contrat variable.

4) L’obligation contractuelle estimée est calculée comme étant les cotisations actuelles exigées par la loi aux régimes enregistrés de retraite par capitalisation (à l’exclusion de la possibilité de liquidation), majorées des coûts estimés d’autres cumuls de prestations contractés en vertu de la convention collective de NSPI et des paiements de prestations estimés liés à d’autres régimes d’avantages sociaux non capitalisés.

5) Emera s’est engagée à fournir un apport en capital dans LIL lors de sa mise en service.

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. En février 2022, la Régie a publié sa décision et son ordonnance du conseil approuvant les tarifs demandés par NSPML, représentant environ 1,8 milliard de dollars, et la perception de 168 millions de dollars de NSPI pour le recouvrement des coûts du lien maritime en 2022. 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.

Une fois que le projet LIL aura été mis en service, 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 l’obligation de 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 « Autres » dans le tableau ci-dessus.

36

Garanties et lettres de crédit

Les garanties et les lettres de crédit d’Emera sont les mêmes que celles présentées dans son rapport de gestion annuel de 2021, les principales mises à jour étant indiquées ci-dessous :

La société détient des lettres de crédit et de cautionnement d’un montant de 125 millions de dollars américains (148 millions de dollars américains au 31 décembre 2021) 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. a émis une garantie de 66 millions de dollars américains relativement à des billets en circulation d’ECI. Cette garantie prendra automatiquement fin à la date à laquelle les obligations auront été remboursées en totalité.

TECO Energy a émis une garantie en lien avec les obligations d’exécution de SeaCoast en vertu d’une entente de services ferme, qui expire le 31 décembre 2055, sous réserve de deux périodes de prolongation au choix de la contrepartie, dont la date d’échéance définitive est le 31 décembre 2071. La garantie porte sur un montant maximal potentiel de 13 millions de dollars américains si SeaCoast ne paie pas ou ne remplit pas ses obligations en vertu de l’entente de services ferme. Si les cotes d’emprunt à long terme de premier rang non garanti de TECO Energy étaient abaissées sous le niveau de la catégorie investissement par Moody’s ou S&P, TECO Energy serait tenue de fournir une garantie de substitution d’une société affiliée ayant une notation de crédit de qualité ou une lettre de crédit, ou d’effectuer un versement en trésorerie de 13 millions de dollars américains.

Gestion de la dette

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

				Portion non
		Facilités	Portion	prélevée et
en millions de dollars	Échéances	de crédit	prélevée	disponible
Emera – Facilité de crédit renouvelable engagée	Juin 2026	900 $	583 $	317 $
nongarantie
TEC (en dollars américains) – Facilité de crédit	Décembre 2026	800	351	449
renouvelable engagée nongarantie1)
NSPI – Facilité de crédit renouvelable engagée	Décembre 2026	600	120	480
nongarantie
TEC (en dollars américains) – Facilité de crédit	Décembre 2022	500	500	-
non renouvelable nongarantie2)
Emera – Facilité non renouvelable nongarantie	Décembre 2022	400	400	-
TECO Finance (en dollars américains) – Facilité	Décembre 2026	400	348	52
de crédit renouvelable engagée nongarantie
NSPI – Facilité non renouvelable nongarantie	Juillet 2024	400	400	-
Emera – Facilité non renouvelable nongarantie	Août 2023	400	400	-
NMGC (en dollars américains) – Facilité de crédit	Décembre 2026	125	39	86
renouvelable nongarantie
NMGC (en dollars américains) – Facilité non	Mars 2024	80	80	-
renouvelable nongarantie
Autre (en dollars américains) – Facilités de crédit	Diverses	21	11	10
renouvelables engagées nongaranties

1) Cette facilité peut être utilisée par Tampa Electric et par PGS. Au 30 septembre 2022, Tampa Electric avait prélevé une tranche de 295 millions de dollars américains sur cette facilité et PGS avait prélevé une tranche de 56 millions de dollars américains.

2) Cette facilité peut être utilisée par Tampa Electric et par PGS. Au 30 septembre 2022, 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.

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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 30 septembre 2022.

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 15 septembre 2022, TEC a remboursé un billet de 250 millions de dollars américains à l’échéance. Le billet a été remboursé au moyen des facilités de crédit existantes.

Le 12 juillet 2022, TEC a réalisé une émission de billets de premier rang de 600 millions de dollars américains. L’émission comprenait des billets de premier rang de 300 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 3,875 pour cent et arrivant à échéance le 12 juillet 2024, et des billets de premier rang de 300 millions de dollars américains portant intérêt à un taux de 5 pour cent et arrivant à échéance le 15 juillet 2052. Le produit tiré de cette émission a été affecté au remboursement d’un papier commercial de TEC, d’un montant de 470 millions de dollars américains, arrivant à échéance en 2022, et pour les frais généraux de la société.

Services publics d’électricité canadiens

Le 15 juillet 2022, NSPI a conclu une facilité à terme non renouvelable de 400 millions de dollars qui arrive à échéance le 15 juillet 2024. La convention de crédit prévoit les engagements et garanties, les cas de défaut et les clauses financières et autres clauses d’usage, et les montants prélevés sur la facilité portent intérêt aux taux des acceptations bancaires ou au taux préférentiel pour les avances, majoré d’une marge. Le produit tiré de cette émission a été affecté aux frais généraux de la société.

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le 23 septembre 2022, NMGC a modifié sa facilité de crédit non garantie et non renouvelable de 80 millions de dollars américains afin d’en reporter l’échéance pour la faire passer du 23 septembre 2022 au 22 mars 2024. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 30 juin 2022, Brunswick Pipeline a modifié sa convention de crédit pour en prolonger l’échéance du 30 juin 2025 au 30 juin 2026. Aucune autre modification n’a été apportée aux modalités commerciales.

Autres services publics d’électricité

Le 25 mars 2022, ECI a modifié ses obligations à taux variable avec amortissement afin de prolonger l’échéance du 25 mars 2022 au 25 mars 2027. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Autres

Le 2 août 2022, Emera a conclu une facilité à terme non renouvelable de 400 millions de dollars qui arrive à échéance le 2 août 2023. La convention de crédit prévoit les engagements et garanties, les cas de défaut et les clauses financières et autres clauses d’usage, et les montants prélevés sur la facilité portent intérêt aux taux des acceptations bancaires ou au taux préférentiel pour les avances, majoré d’une marge. Le produit tiré de cette émission a été affecté aux frais généraux de la société.

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Cotes de crédit

Le 2 novembre 2022, Moody’s Investor Services (« Moody’s ») a confirmé la note Baa3 attribuée à l’émetteur d’Emera Inc. Moody’s a également confirmé les notes de TECO Finance et de TEC, confirmant la note de Baa1 attribuée à l’émetteur de TECO Finance et la note de A3 attribuée à l’émetteur de TEC. La perspective d’Emera et de ses filiales a été modifiée, passant de négative à stable.

Le 24 octobre 2022, S&P Global Ratings (« S&P ») a confirmé la note BBB attribuée à l’émetteur d’Emera Inc. S&P a également confirmé les notes de NSPI, de TECO Energy et de TEC, en confirmant la note BBB+ attribuée à l’émetteur de NSPI et de TEC. Les perspectives d’Emera et de ses filiales sont passées de stables à négatives.

Le 2 juin 2022, Moody’s a confirmé la note Baa1 attribuée à l’émetteur de TECO Finance. Moody’s a également confirmé la note A3 attribuée à l’émetteur de TECO et a modifié la perspective, la faisant passer de positive à stable.

Informations sur les actions en circulation

Actions ordinaires

Actions ordinaires
	Millions	Millions
Émises et en circulation :	d’actions	de dollars
Solde au 31 décembre 2021	261,07	7 242 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du programme ACM1)	3,79	233
Émises aux termes du régime de réinvestissement des dividendes, déduction	2,86	171
faite des escomptes
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions	0,51	29
à l’intention des cadres supérieurs
Solde au 30 septembre 2022	268,23	7 675 $

1) Au troisième trimestre de 2022, 1 715 056 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 61,87 $ l’action, pour un produit brut de 106 millions de dollars (105 millions de dollars déduction faite des frais d’émission après impôts). Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2022, 3 793 924 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 61,85 $ l’action, pour un produit brut de 235 millions de dollars (233 millions de dollars déduction faite des frais d’émission après impôts). Au 30 septembre 2022, une limite de ventes brutes globale de 222 millions de dollars était toujours disponible aux fins d’émission aux termes du programme ACM.

Au 8 novembre 2022, 268,3 millions d’actions ordinaires étaient émises et en circulation.

Si toutes les options d’achat d’actions en cours avaient été converties au 8 novembre 2022, 2,9 millions d’actions ordinaires supplémentaires seraient émises et en circulation.

Actions privilégiées

Au 8 novembre 2022, Emera disposait des actions privilégiées émises et en circulation suivantes : série A – 4,9 millions; série B – 1,1 million; série C – 10,0 millions; série E – 5,0 millions; série F – 8,0 millions; série H – 12,0 millions; série J – 8,0 millions et série L – 9,0 millions. Les actions privilégiées d’Emera ne sont pas assorties de droits de vote, à moins que la société omette de verser globalement huit dividendes trimestriels.

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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 résumés. Les charges de NSPI sont comptabilisées au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité », et totalisent 41 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (27 millions de dollars en 2021) et 118 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (91 millions de dollars en 2021). NSPML est comptabilisée à titre de placement dans des sociétés satellites et, par conséquent, le bénéfice correspondant lié aux produits qui en découlent est présenté dans la quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites. Se reporter aux rubriques « Services publics d’électricité canadiens — ENL » sous « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et « Obligations contractuelles » pour plus de précisions.

• Les achats liés à la capacité de transport du gaz naturel de M&NP sont comptabilisés dans les états des résultats consolidés résumés. Les achats provenant de M&NP, dont le montant net est comptabilisé dans les produits d’exploitation non réglementés, se sont établis à 1 million de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2022 (4 millions de dollars en 2021) et à 7 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2022 (14 millions de dollars en 2021).

Au 30 septembre 2022 et au 31 décembre 2021, aucun montant important à recevoir ou à payer entre Emera et ses entreprises associées n’était comptabilisé dans les bilans consolidés résumés d’Emera.

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GESTION DES RISQUES ET INSTRUMENTS FINANCIERS

Il n’y a eu aucun changement significatif dans le profil et les pratiques de gestion des risques d’Emera par rapport à ceux présentés dans son rapport de gestion annuel de 2021, exception faite de l’information additionnelle suivante à la rubrique « Risque lié à la réglementation et risque politique » :

Le 9 novembre 2022, le gouvernement provincial de la Nouvelle-Écosse a adopté le projet de loi 212, intitulé « Public Utilities Act (amended) » (la « Loi sur les services publics (amendée) »). Cette intervention du gouvernement dans le processus réglementaire a entraîné une augmentation du risque politique et une réduction de la stabilité et de la prévisibilité du cadre réglementaire de NSPI. Cette législation crée un précédent défavorable et augmente considérablement les risques liés à la capacité de NSPI, actuellement et dans l’avenir, de recouvrer des coûts prudemment engagés, dont des investissements en immobilisations et en actifs réglementaires.

Actifs et passifs dérivés constatés dans le bilan

	Au 30 septembre	Au 31 décembre
en millions de dollars	2022	2021
Report réglementaire :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	447 $	237 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(32)	(20)
Actifs réglementaires1)	61	23
Passifs réglementaires2)	(448)	(241)
Actif (passif) net	28 $	(1) $
Dérivés DFT :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	245 $	53 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(1 724)	(662)
Passif net	(1 479) $	(609) $
Autres dérivés :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	5 $	11 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(45)	-
Actif(passif)net	(40) $	11$

1) Actifs à court terme et autres

2) Passifs à court terme et à long terme

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Gains (pertes) réalisé(e)s et latent(e)s constaté(e)s dans le bénéfice net

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les	Neuf mois clos les
		30 septembre			30 septembre
en millions de dollars	2022		2021	2022		2021
Report réglementaire :
Combustible réglementé pour la production	51	$	13 $	142	$	9 $
d’électricité et l’achat d’électricité1)
Dérivés DFT :
Produits d’exploitation non réglementés	**(567) **	$	(235) $	**(635) **	$	(226) $
Combustible non réglementé pour la production	-		-	-		1
d’électricité et l’achat d’électricité
Pertes nettes	**(567) **	$	(235) $	**(635) **	$	(225) $
Autres dérivés :
Charges d’exploitation et d’entretien et charges	**(12) **	$	3 $	**(21) **	$	9 $
générales
Autresproduits,montant net	(32)		(1)	(31)		2
Gains nets(pertes nettes)	**(44) **	$	2 $	**(52) **	$	11 $
Total despertes nettes	**(560) **	$	(220) $	**(545) **	$	(205) $

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.

Au 30 septembre 2022, le gain latent inscrit dans le cumul des autres éléments du résultat global s’élevait à 16 millions de dollars, après impôts (18 millions de dollars, après impôts, en 2021). Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2022, des gains latents de 1 million de dollars (1 million de dollars en 2021) et de 2 millions de dollars (1 million de dollars en 2021), respectivement, ont été reclassés dans les intérêts débiteurs. Au 30 septembre 2022, il n’y avait aucune couverture de flux de trésorerie en cours.

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 . 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. La direction, y compris le chef de la direction et le chef des finances, a évalué la conception des CPCI et des CIIF de la société au 30 septembre 2022 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 du trimestre clos le 30 septembre 2022 qui a eu, ou est raisonnablement susceptible d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la société.

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ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation d’états financiers intermédiaires consolidés résumés non audités 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. Aucun changement significatif n’a été apporté aux estimations comptables critiques de la société par rapport à celles décrites dans le rapport de gestion annuel de 2021 d’Emera.

MODIFICATION DE MÉTHODES ET DE PRATIQUES COMPTABLES Prises de position comptables futures

La société prend en considération la méthode d’application et l’incidence de toutes les Accounting Standard Updates (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 intermédiaires consolidés résumés non audités.

RÉCAPITULATIF DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Pour les trimestres clos les
en millions de dollars	T3	T2	T1	T4	T3	T2	T1	T4
(sauf les montants par action)	2022	2022	2022	2021	2021	2021	2021	2020
Produits d’exploitation	1 835 $	1 380 $	2 015 $	1 868 $	1 148 $	1 137 $	1 612 $	1 537 $
Bénéfice net (perte nette) attribuable	167 $	(67) $	362 $	324 $	(70) $	(17) $	273 $	273 $
auxporteurs d’actions ordinaires
Bénéfice net ajusté	203 $	156 $	242 $	168 $	175 $	137 $	243 $	188 $
Résultat (perte) de base par action	0,63 $	(0,25) $	1,38 $	1,24 $	(0,27) $	(0,07) $	1,08 $	1,09 $
ordinaire
Résultat (perte) dilué par action	0,63 $	(0,25) $	1,38 $	1,20 $	(0,27) $	(0,07) $	1,08 $	1,08 $
ordinaire
Résultat ajusté de base par action	0,76 $	0,59 $	0,92 $	0,64 $	0,68 $	0,54 $	0,96 $	0,75 $
ordinaire

Le caractère saisonnier des activités influe sur les produits d’exploitation trimestriels et le bénéfice net ajusté trimestriel. 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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