Emera Incorporated - Management Reports 2024

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Rapport de gestion

En date du 26 février 2024

Le présent rapport de gestion donne un aperçu des résultats d’exploitation d’Emera Incorporated et de ses filiales et investissements consolidés (collectivement, « Emera » ou la « société ») pour le quatrième trimestre de 2023 et l’exercice 2023 en entier par rapport aux périodes correspondantes de 2022 et aux principales informations financières de 2021, de même qu’un aperçu de sa situation financière au 31 décembre 2023 par rapport au 31 décembre 2022. 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 consolidés audités annuels d’Emera Incorporated et des notes annexes au 31 décembre 2023 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 »). On peut obtenir de plus amples renseignements sur Emera, y compris sa notice annuelle, sur Sedar+ à l’adresse www.sedarplus.ca.

Les méthodes comptables utilisées par les entités à tarifs réglementés d’Emera peuvent différer de celles utilisées par les entreprises à tarifs non réglementés d’Emera en ce qui a trait au moment de la comptabilisation de certains actifs, passifs, produits et charges. Voici les filiales à tarifs réglementés et investissements d’Emera au 31 décembre 2023 :

investissements d’Emera au 31 décembre 2023 :
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 Company (« TEC »)1)	Florida Public Service Commission (la « FPSC ») et Federal Energy Regulatory Commission (la«FERC»)
Nova ScotiaPower Inc.(« NSPI »)	Nova Scotia Utility andReview Board (la« Régie»)
Peoples Gas System, Inc. («PGS»)1)	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 &NortheastPipelineLLC (« M&NP »)	La RCE et la FERC
St. Lucia Electricity Services Limited («Lucelec»)	National Utility Regulatory Commission

1) En date du 1[er] janvier 2023, Peoples Gas System a cessé d’être une division de TEC et le service public de gaz a été réorganisé, ce qui a donné lieu à la création d’une entité juridique distincte ayant comme dénomination Peoples Gas System, Inc., qui est une filiale directe en propriété exclusive de TECO Gas Operations, Inc.

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 »).

TABLE DES MATIÈRES

TABLE DES MATIÈRES
Information prospective ................................................. 2	Autres ...................................................................... 35
Introduction et aperçu stratégique ................................. 3	Situation de trésorerie et sources de financement ....... 39
Unités de mesure et ratios financiers non conformes	Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants ......... 40
aux PCGR ..................................................................... 5	Fonds de roulement ................................................. 41
Rétrospective financière consolidée .............................. 8 Éléments importants ayant eu une incidence sur le	Obligations contractuelles ........................................ 42 Dépenses en immobilisations consolidées prévues. 43
bénéfice .................................................................... 8	Gestion de la dette................................................... 43
Principales données financières consolidées ............ 8	Cotes de crédit......................................................... 46
Faits saillants de l’état des résultats consolidés ...... 10	Titres de créance garantis ....................................... 46
Survol de l’entreprise et perspectives commerciales .. 13	Informations sur les actions en circulation ............... 47
Services publics d’électricité de la Floride ............... 14	Capitalisation des régimes de retraite .......................... 48
Services publics d’électricité canadiens .................. 15	Instruments hors bilan ................................................. 49
Services publics de gaz naturel et infrastructure ..... 19	Ratio de distribution des dividendes ............................ 50
Autres services publics d’électricité ......................... 21	Transactions entre parties liées ................................... 50
Autres ...................................................................... 22	Risque d’entreprise et gestion du risque ...................... 51
Bilans consolidés – Faits saillants ............................... 23	Gestion des risques, y compris les instruments
Autres faits récents ..................................................... 24	financiers ..................................................................... 68
Principales données financières ................................. 25	Communication de l’information et contrôles internes . 70
Services publics d’électricité de la Floride ............... 25	Estimations comptables critiques................................. 70
Services publics d’électricité canadiens .................. 27	Modification de méthodes et de pratiques comptables 76
Services publics de gaz naturel et infrastructure ..... 30	Prises de position comptables futures ..................... 76
Autres services publics d’électricité ......................... 33	Récapitulatif des résultats trimestriels ......................... 77

INFORMATION PROSPECTIVE

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

L’information prospective est fondée sur des hypothèses raisonnables et elle est assujettie à des risques, à des incertitudes et à d’autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent de façon importante des résultats historiques ou de ceux prévus dans le cadre de l’information prospective. Les facteurs pouvant faire en sorte que les événements ou les résultats diffèrent des attentes actuelles comprennent, sans en exclure d’autres, les suivants : le risque lié à la réglementation et le risque politique; 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; les variations dans les notes de crédit; 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; le risque lié aux conditions météorologiques, y compris l’augmentation de la fréquence et de la gravité des événements météorologiques; le risque de feux de forêt; 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 d’inflation; le risque de contrepartie; l’interruption de l’approvisionnement en combustible; le risque pays; le risque lié à la chaîne d’approvisionnement; 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 de technologies de l’information (« TI ») et les risques liés à la cybersécurité; les incertitudes liées aux maladies infectieuses, aux pandémies et aux menaces similaires pour la santé publique; 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 à tarifs réglementés axées sur le coût du service dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel au Canada, aux États-Unis (« É.-U. ») et dans les Caraïbes. Les entreprises de services publics 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.

La majorité des investissements d’Emera dans des entreprises à tarifs réglementés est située en Floride avec d’autres investissements en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Mexique et dans les Caraïbes. 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 « base tarifaire »), du montant des capitaux propres dans la structure du capital et du rendement des capitaux propres approuvé par la réglementation. Les volumes des ventes et les charges d’exploitation ont également une incidence sur le bénéfice.

Le plan d’investissement en immobilisations d’Emera est de l’ordre d’environ 9 milliards de dollars pour la période de 2024 à 2026, avec des investissements en immobilisations supplémentaires d’environ 2 milliards de dollars étant possibles au cours de cette même période. Le plan d’investissement en immobilisations et les immobilisations supplémentaires possibles entraînent une prévision d’une fourchette de croissance de la base tarifaire annuelle composée d’environ 7 pour cent à 8 pour cent jusqu’en 2026. Le plan d’investissement en immobilisations prévoit d’importants investissements dans l’ensemble du portefeuille dans la production d’énergie renouvelable et plus propre, la fiabilité et l’intégrité des systèmes, la modernisation des infrastructures, l’agrandissement des infrastructures afin de répondre aux besoins des clients actuels et nouveaux, et les technologies capables de mieux soutenir les activités et l’expérience client. Près de 75 pour cent du plan d’investissement en immobilisations de l’ordre de 9 milliards de dollars d’Emera pour la période allant de 2024 à 2026 sera investi en Floride.

Le plan d’investissement en immobilisations d’Emera est financé principalement par les flux de trésorerie générés à l’interne, par des capitaux d’emprunt obtenus par les sociétés en exploitation en conformité avec les structures du capital réglementées, par des capitaux propres et par la vente d’actifs choisis. En règle générale, 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 (le « RRD ») 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 société.

Emera a fourni des prévisions de croissance annuelle des dividendes de quatre pour cent à cinq pour cent jusqu’en 2026. 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. 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 continuer de composer avec les demandes changeantes des clients, et relever les défis liés à la numérisation, à la décarbonisation et à la production décentralisée dans des environnements réglementaires complexes.

Les clients sont dépendants de l’énergie et veulent plus de choix, un meilleur contrôle et une fiabilité accrue. Les coûts de production et de stockage décentralisés sont devenus plus concurrentiels et les progrès technologiques transforment le fonctionnement des services publics ainsi que leur façon d’interagir avec les clients. Dans le même temps, les changements climatiques et la fréquence accrue d’événements météorologiques extrêmes influent sur les politiques énergétiques gouvernementales. Il s’ensuit qu’il devient nécessaire de remplacer les infrastructures vieillissantes et d’investir dans la protection et le renforcement des systèmes énergétiques si l’on veut garantir la fiabilité énergétique et la résilience des systèmes. Ces facteurs, lorsqu’ils s’ajoutent à l’inflation, à la hausse des taux d’intérêt et à l’augmentation du coût des investissements en capital exercent une pression accrue sur les coûts d’énergie et donc sur les tarifs des clients à un moment où l’abordabilité constitue un défi.

La stratégie d’Emera est axée sur la création de valeur pour les actionnaires. Il s’agit notamment de faire ce qui suit :

investir dans des sources d’énergie plus propres et renouvelables, dans les actifs de transport connexes et dans le stockage d’énergie nécessaire pour appuyer les énergies renouvelables intermittentes;
appuyer la demande croissante des clients ainsi que l’électrification continue des autres secteurs;
améliorer la fiabilité et la résilience du système, notamment remplacer les infrastructures vieillissantes et étendre les systèmes pour offrir des services à de nouveaux clients;
investir dans des nouvelles technologies internes et orientées vers le clients pour une meilleure rentabilité accrue et une meilleure expérience client.

S’appuyant sur ses progrès en matière de décarbonisation, 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 sous réserve de décisions gouvernementales et réglementaires favorables, Emera s’efforce d’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.

L’atteinte des objectifs climatiques susmentionnés dans ces délais est soumise aux obligations réglementaires de la société et à d’autres facteurs externes indépendants de la volonté d’Emera.

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. Les mesures et ratios non conformes aux PCGR sont calculés 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 (perte) par action ordinaire et ratio de distribution du bénéfice net ajusté.

Emera calcule sa mesure du bénéfice net ajusté attribuable aux porteurs d’actions ordinaires (le « bénéfice net ajusté ») compte non tenu de l’incidence des rajustements de réévaluation à la valeur du marché, de la perte de valeur liée à GBPC en 2022 et de l’incidence des coûts non recouvrables de NSPML en 2022.

La direction estime que le fait d’exclure du bénéfice net l’incidence des 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 donc pas compte des 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 et Emera Energy;
à la couverture de change d’Emera effectuée pour couvrir le risque lié au bénéfice libellé en dollars américains.

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 ces rajustements de réévaluation à la valeur du marché.

Au quatrième trimestre de 2022, Emera a comptabilisé une perte de valeur du goodwill hors trésorerie de 73 millions de dollars liée à GBPC en raison d’une diminution de la juste valeur de l’unité d’exploitation attribuable aux répercussions des facteurs macroéconomiques sur les calculs du taux d’actualisation. La direction estime que le fait d’exclure l’incidence de cette charge du bénéfice net permet de mieux distinguer les activités courantes de l’entreprise, en plus de permettre aux investisseurs de mieux comprendre et évaluer la société. Se reporter à la rubrique « Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice » et « Principales données financières — Autres services publics d’électricité » pour plus de précisions sur la perte de valeur liée à GBPC.

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 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 à la rubrique « Principales données financières — Services publics d’électricité canadiens » pour plus de précisions sur les coûts non recouvrables de NSPML pour 2022.

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. Pour plus de précisions sur le ratio de distribution du bénéfice net ajusté, se reporter à la rubrique « Ratio de distribution des dividendes ».

Emera calcule le bénéfice net ajusté 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 ».

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

ordinaires et le bénéfice net ajusté :
	Trois mois	clos les		Exercices	clos les
	31 décembre			31 décembre
en millions de dollars (sauf lesmontants paraction)	2023	2022	2023	2022	2021
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires	289 $	483 $	978 $	945 $	510 $
Gain (perte) découlant de la réévaluation à la valeur	114	307	169	175	(213)
du marché, après impôts1)
Perte de valeur liée à GBPC	-	(73)	-	(73)	-
Coûts non recouvrables de NSPM2)	-	-	-	(7)	-
Bénéfice net ajusté	175 $	249 $	809 $	850 $	723 $
Résultat de base par action ordinaire	1,04 $	1,80 $	3,57 $	3,56 $	1,98 $
Résultat ajusté de basepar action ordinaire	0,63 $	0,93$	2,96 $	3,20$	2,81$

1) Déduction faite d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 44 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (charge de 124 millions de dollars en 2022) et d’une charge d’impôts sur les bénéfices de 68 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (charge de 73 millions de dollars en 2022) (recouvrement de 86 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 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.

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, de la perte de valeur liée à GBPC en 2022 et des coûts non recouvrables de NSPML en 2022.

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

	Trois	mois clos les	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
		31 décembre				31 décembre
en millions de dollars	2023		2022	2023	2022		2021
Bénéfice net1)	307	$	499 $	1 045 $	1 009	$	561 $
Intérêts débiteurs nets	241		206	925	709		611
Charge (recouvrement) d’impôts sur les bénéfices	51		154	128	185		(6)
Amortissement	264		254	1 049	952		902
BAIIA	863	$	1 113 $	3 147 $	2 855	$	2 068 $
Gain (perte) découlant de la réévaluation à la	158		431	237	248		(299)
valeur du marché, avant impôts
Perte de valeur liée à GBPC	-		(73)	-	(73)		-
Coûts non recouvrables de NSPML2)	-		-	-	(7)		-
BAIIA ajusté	705	$	755$	2 910 $	2 687	$	2 367$

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

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice

2023

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

Le gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts a diminué de 193 millions de dollars pour s’établir à 114 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023, contre 307 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022, ce qui s’explique par les variations défavorables des positions existantes, en partie contrebalancées par la hausse de l’amortissement en 2022 des actifs de transport du gaz naturel à Emera Energy Services (« EES »). Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, le gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts a diminué de 6 millions de dollars pour s’établir à 169 millions de dollars, comparativement à 175 millions de dollars pour l’exercice 2022, ce qui s’explique par la hausse de l’amortissement des actifs de transport du gaz naturel à EES qui avait été enregistrée en 2022, en partie contrebalancée par les variations favorables des positions existantes à EES et par les profits réalisés sur les couvertures de change du siège social.

2022

Perte de valeur liée à GBPC

Au quatrième trimestre de 2022, Emera a comptabilisé une perte de valeur du goodwill de 73 millions de dollars (0,27 $ par action ordinaire) liée à GBPC en raison d’une diminution de la juste valeur de l’unité d’exploitation attribuable aux répercussions des facteurs macroéconomiques sur les calculs du taux d’actualisation. Cette perte de valeur hors trésorerie a été comptabilisée au poste « Perte de valeur liée à GBPC » dans les états des résultats consolidés et a eu pour effet de ramener le solde du goodwill de GBPC à zéro. Pour plus de précisions, se reporter à la note 22 des états financiers consolidés.

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

Au quatrième trimestre de 2022, un paiement de 63 millions de dollars (45 millions de dollars après impôts et frais juridiques ou 0,17 $ par action ordinaire) a été versé à TECO Energy par la République du Guatemala en lien avec la deuxième et ultime décision rendue par un tribunal du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements au titre d’un différend concernant un investissement de TGH, une filiale en propriété exclusive de TECO Energy. Le paiement a été comptabilisé au poste « Autres produits nets » des états des résultats consolidés. Se reporter à la note 8 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

Principales données financières consolidées

	Trois	mois clos les	mois clos les		Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
en millions de dollars		31 décembre				31 décembre
Bénéfice net ajusté	2023		2022	2023	2022		2021
Services publics d’électricité de la Floride	115	$	124 $	627 $	596	$	462 $
Services publics d’électricité canadiens	68		46	247	222		241
Services publics de gaz naturel et infrastructure	59		72	214	221		198
Autres services publics d’électricité	4		8	35	29		20
Autres	(71)		(1)	(314)	(218)		(198)
Bénéfice net ajusté	175	$	249 $	809 $	850	$	723 $
Gain (perte) découlant de la réévaluation à	114		307	169	175		(213)
la valeur du marché, après impôts
Perte de valeur liée à GBPC	-		(73)	-	(73)		-
Coûts non recouvrables de NSPML	-		-	-	(7)		-
Bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions	289	$	483 $	978 $	945	$	510 $
ordinaires

Le tableau qui suit fait état des variations importantes du bénéfice net ajusté entre 2022 et 2023 :

	Trois mois clos le	Exercices clos le
en millions de dollars	31 décembre	31 décembre
Bénéfice net ajusté– 2022	249 $	850 $
Rendement des unités d’exploitation
Augmentation du bénéfice à NSPI attribuable aux nouveaux tarifs de	17	10
base et à la hausse des volumes des ventes. Ces facteurs ont été
partiellement contrebalancés par la hausse des charges d’exploitation
et d’entretien et charges générales, des intérêts débiteurs et de
l’amortissement
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, de la quote-part du bénéfice	4	10
des placements dans des sociétés satellites à NSPML attribuable
essentiellement à la retenue liée au lien maritime (la « retenue »)
comptabilisée au quatrième trimestre de 2022. L’augmentation d’un
exercice à l’autre est également attribuable à la reprise partielle, au
troisième trimestre de 2023, de la retenue comptabilisée en 2022
Diminution, d’un trimestre à l’autre, du bénéfice de TEC attribuable à	(9)	31
la hausse des intérêts débiteurs, de l’amortissement, des impôts et
taxes municipaux et étatiques américains, aux conditions
météorologiques défavorables et à la hausse des charges
d’exploitation et d’entretien et charges générales. Ces facteurs ont
été en partie contrebalancés par les nouveaux tarifs de base et la
croissance de la clientèle contribuant aux volumes des ventes plus
élevés. L’augmentation du bénéfice d’un exercice à l’autre est
attribuable aux nouveaux tarifs de base, à l’incidence de
l’affaiblissement du dollar canadien et à la croissance de la clientèle,
en partie contrebalancés par l’augmentation des intérêts débiteurs, de
l’amortissement, des impôts et taxes municipaux et étatiques
américains et des charges d’exploitation et d’entretien et charges
générales, ainsi que par les conditions météorologiques défavorables
Diminution, d’un trimestre à l’autre, du bénéfice à NMGC attribuable	(11)	12
principalement à la baisse des produits au titre de l’optimisation des
actifs et à l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et
charges générales, en partie contrebalancées par les nouveaux tarifs
de base. L’augmentation du bénéfice d’un exercice à l’autre découle
des nouveaux tarifs de base, en partie contrebalancés par
l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges
générales et des intérêts débiteurs
Diminution du bénéfice à EES attribuable aux conditions de marché	(21)	(22)
plus favorables en 2022
Siège social
Diminution des charges d’exploitation et d’entretien et charges	13	10
générales, avant impôts, en raison du calendrier de la rémunération
à long terme et des couvertures connexes
Augmentation des intérêts débiteurs avant impôts attribuable à	(9)	(51)
la hausse des taux d’intérêt et à l’augmentation de la dette
Diminution, d’un trimestre à l’autre, du recouvrement d’impôts sur les	(10)	2
bénéfices attribuable principalement à l’incidence des taux d’impôt
étatiques effectifs
Décision relative à TGH, après impôts et frais juridiques, au quatrième trimestre de 2022. Se reporter à la rubrique « Éléments	(45)	(45)
importants ayant eu une incidence sur le bénéfice»
Autres écarts	(3)	2
Bénéfice net ajusté – 2023	175 $	809$

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

des secteurs à présenter.
	Exercices	clos les 31	décembre
en millions de dollars	2023	2022	2021
Flux de trésorerie liés à l’exploitation avant la variation	2 336 $	1 147 $	1 337 $
du fonds de roulement
Variation du fonds de roulement	(95)	(234)	(152)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	2 241 $	913 $	1 185 $
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(2 917) $	(2 569) $	(2 332) $
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	939 $	1 555$	1 311$

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

		Aux 31	décembre
en millions de dollars	2023	2022	2021
Total de l’actif	39 480 $	39 742 $	34 244 $
Total de la dette à long terme (y compris la tranche échéant	18 365 $	16 318 $	14 658 $
à moins d’un an)

Faits saillants de l’état des résultats consolidés

								Exercice
	Trois mois	clos les		Exercices	clos les			clos le
en millions de dollars	31 décembre			31 décembre				31 décembre
(sauf les montants par action)	2023	2022	Variation	2023	2022	Variation		2021
Produits d’exploitation	1 972 $	2 358 $	(386) $	7 563 $	7 588 $	(25)	$	5 765 $
Charges d’exploitation	1 467	1 638	171	5 769	5 959	190		4 835
Bénéfice d’exploitation	505 $	720 $	(215) $	1 794 $	1 629 $	165	$	930 $
Autres produits nets	51 $	102 $	(51) $	158 $	145 $	13	$	93 $
Intérêts débiteurs nets	241 $	206 $	(35) $	925 $	709 $	(216)	$	611 $
Bénéfice net attribuable aux porteurs	289 $	483 $	(194) $	978 $	945 $	33	$	510 $
d’actions ordinaires
Bénéfice net ajusté	175 $	249 $	(74) $	809 $	850 $	(41)	$	723 $
Nombre moyen pondéré d’actions	277,7	269,0	8,7	273,6	265,5	8,1		257,2
ordinaires en circulation (en millions)1)
Résultat de base par action ordinaire	1,04 $	1,80 $	(0,76) $	3,57 $	3,56 $	0,01	$	1,98 $
Résultat dilué par action ordinaire	1,04 $	1,80 $	(0,76) $	3,57 $	3,55 $	0,02	$	1,98 $
Résultat ajusté de base par action	0,63 $	0,93 $	(0,30) $	2,96 $	3,20 $	(0,24)	$	2,81 $
ordinaire
BAIIA ajusté	705 $	755 $	(50) $	2 910 $	2 687 $	223	$	2 367 $
Dividendes par action ordinaire déclarés	0,7175 $	0,6900 $	0,0275 $	2,7875 $	2,6775 $	0,1100	$	2,5750 $
Dividendes par action privilégiée de premier rang déclarés :
Série A				0,5456 $	0,5456 $	-	$	0,5456 $
Série B				1,5583 $	0,6869 $	0,8714	$	0,4873 $
Série C				1,2873 $	1,1802 $	0,1071	$	1,1802 $
Série E				1,1250 $	1,1250 $	-	$	1,1250 $
Série F				1,0505 $	1,0505 $	-	$	1,0505 $
Série H				1,3140 $	1,2250 $	0,0890	$	1,2250 $
Série J				1,0625 $	1,0625 $	-	$	0,6470 $
Série L				1,1500$	1,1500 $		-$	0,1638$

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.

Produits d’exploitation

Les produits d’exploitation ont diminué de 386 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023 comparativement au quatrième trimestre de 2022 et, compte non tenu de la diminution de 286 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, ils ont diminué de 100 millions de dollars. Cette diminution est attribuable à la baisse des produits liés au combustible à NMGC, à TEC et à NSPI, à la diminution de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à EES, à la baisse des produits au titre de l’optimisation des actifs à NMGC et aux conditions météorologiques défavorables à TEC. Ces diminutions ont été partiellement contrebalancées par les nouveaux tarifs de base à TEC, à NSPI et à NMGC, par la surcharge au titre du recouvrement des coûts liés aux tempêtes à TEC, par la croissance de la clientèle à TEC et à NSPI, ainsi que par les conditions météorologiques favorables à NSPI.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, les produits d’exploitation ont diminué de 25 millions de dollars par rapport à 2022 et, compte non tenu de la diminution de 62 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché, ils ont augmenté de 37 millions de dollars. L’augmentation découle des nouveaux tarifs de base à TEC, à NSPI et à NMGC, de l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien, de la surcharge au titre du recouvrement des coûts liés aux tempêtes à TEC et de la croissance de la clientèle à TEC et à NSPI. Ces augmentations ont été partiellement contrebalancées par la baisse des produits liés au combustible à NMGC, à TEC, à NSPI, à PGS et à BLPC, par le fléchissement des ventes hors système à PGS, par des modifications de la méthode de recouvrement des coûts du combustible d’un client industriel à NSPI et par la diminution de la marge sur les activités de commercialisation et de négociation à EES.

Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation ont diminué de 171 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023 comparativement à celles inscrites au quatrième trimestre de 2022 et, compte non tenu de la perte de valeur liée à GBPC de 73 millions de dollars, elles ont diminué de 98 millions de dollars. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, les charges d’exploitation ont diminué de 190 millions de dollars par rapport à celles inscrites en 2022 et, compte non tenu de la perte de valeur liée à GBPC de 73 millions de dollars, elles ont diminué de 117 millions de dollars. Les diminutions observées pour les deux périodes sont attribuables à la baisse des charges liées au combustible à TEC, à NMGC et à PGS, partiellement contrebalancée par l’augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales à TEC qui a découlé des coûts de restauration comptabilisés relativement à la surcharge au titre du recouvrement des coûts liés aux tempêtes, et à NSPI en raison de l’augmentation des coûts liés à la production d’électricité et aux services de transport et de distribution sur le terrain. D’un exercice à l’autre, la diminution reflète également des changements touchant le recouvrement des coûts du combustible d’un client industriel à NSPI, en partie contrebalancé par l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien et par la comptabilisation, à NSPI, d’une pénalité liée à la réglementation de la Nouvelle-Écosse intitulée Renewable Electricity Regulations (la « Réglementation sur l’énergie renouvelable »).

Autres produits nets

Les autres produits nets ont diminué de 51 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023 par rapport à ceux du quatrième trimestre de 2022, en raison principalement de la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2022. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, les autres produits nets ont augmenté de 13 millions de dollars par rapport à ceux de 2022, ce qui s’explique surtout par l’augmentation des profits de change en 2023, par l’augmentation des produits d’intérêts, principalement à TEC, et par la hausse du recouvrement des charges de retraite non courantes, en partie contrebalancées par la décision relative à TGH en 2022.

Intérêts débiteurs nets

Les intérêts débiteurs nets ont augmenté de 35 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023 et de 216 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 par rapport aux périodes correspondantes de 2022. Les augmentations observées pour les deux périodes découlent des taux d’intérêt plus élevés, de la hausse des emprunts destinés au financement des dépenses en immobilisations et des activités courantes, ainsi que de l’incidence de l’affaiblissement du dollar canadien.

Bénéfice net et bénéfice net ajusté

Pour le quatrième trimestre de 2023, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires par rapport au quatrième trimestre de 2022 a subi l’incidence défavorable de la diminution de 193 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts et l’incidence favorable de la perte de valeur liée à GBPC de 73 millions de dollars en 2022. Compte non tenu de ces variations, le bénéfice net ajusté a diminué de 74 millions de dollars. Cette baisse est principalement attribuable à la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2022, à la baisse du bénéfice à EES, à NMGC et à TEC, à la baisse du recouvrement d’impôts sur les bénéfices du siège social et à l’augmentation des intérêts débiteurs du siège social. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la hausse du bénéfice à NSPI et à NSPML et par la diminution des charges d’exploitation et d’entretien et charges générales du siège social qui a découlé du calendrier de la rémunération à long terme et des couvertures connexes.

Pour l’exercice 2023, le bénéfice net attribuable aux porteurs d’actions ordinaires, comparativement à celui de l’exercice 2022, reflète l’incidence défavorable de la diminution de 6 millions de dollars des gains découlant de la réévaluation à la valeur du marché après impôts ainsi que l’incidence favorable de la perte de valeur liée à GBPC de 73 millions de dollars et des coûts non recouvrables de NSPML de 7 millions de dollars en 2022. Compte non tenu de ces variations, le bénéfice net ajusté a diminué de 41 millions de dollars. Ce recul est principalement attribuable à l’augmentation des intérêts débiteurs du siège social qui a découlé de la hausse des taux d’intérêt et du total de la dette, à la décision relative à TGH au quatrième trimestre de 2022 et à la baisse du bénéfice à EES. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par la hausse du bénéfice à TEC, à NMGC, à NSPI et à NSPML.

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 moins élevés au quatrième trimestre de 2023 en raison de l’augmentation du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation et de la diminution du bénéfice dont il est question ci-dessus.

Le résultat de base par action ordinaire a été plus élevé pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 en raison de l’incidence de l’augmentation du bénéfice dont il est question ci-dessus. Le résultat ajusté de base par action ordinaire a été moins élevé pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 en raison de l’augmentation du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation et de la diminution du résultat ajusté dont il est question ci-dessus.

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.

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 2023 et 2022 s’établissent comme suit :

s’établissent comme suit :
	Trois	mois clos les	Exercices clos les
		31 décembre		31 décembre
	2023	2022	2023	2022
Taux de change moyen pondéré $ CA/$ US	1,36	$ 1,37 $	1,35	$ 1,34 $
Taux de change$CA/$US à la clôture de lapériode	1,32	$ 1,35$	1,32	$ 1,35$

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

	Trois	mois clos les	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
		31 décembre			31 décembre
en millions de $ US	2023		2022	2023		2022
Services publics d’électricité de la Floride	85	$	91 $	466	$	458 $
Services publics de gaz naturel et infrastructure1)	41		45	142		143
Autres services publics d’électricité	3		7	26		23
Secteur Autres2)	(18)		30	(95)		(50)
Total3)	111	$	173$	539	$	574$

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) Exclut un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché de 73 millions de dollars américains après impôts pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (gain de 222 millions de dollars américains après impôts en 2022) et un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché de 116 millions de dollars américains après impôts pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (gain de 130 millions de dollars américains après impôts en 2022), ainsi que la perte de valeur liée à GBPC de néant pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023 (54 millions de dollars américains en 2022).

L’incidence de la variation des cours de change sur le bénéfice en monnaie étrangère s’est traduite par une augmentation de 13 millions de dollars du bénéfice net au quatrième trimestre de 2023 et de 46 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 par rapport aux périodes correspondantes de 2022. L’incidence de la variation des cours de change sur le bénéfice en monnaie étrangère s’est traduite par une diminution de 3 millions de dollars du bénéfice net ajusté au quatrième trimestre de 2023 et une augmentation de 20 millions de dollars du bénéfice net ajusté pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 par rapport aux périodes correspondantes de 2022. L’incidence des variations de la conversion du dollar canadien tient compte des incidences des couvertures de change se rapportant aux activités du siège social utilisées pour atténuer le risque de change lié au bénéfice en dollars américains dans le secteur Autres.

SURVOL DE L’ENTREPRISE ET PERSPECTIVES COMMERCIALES

Les résultats d’Emera pour 2023 ont subi l’incidence des conditions macroéconomiques, en particulier la hausse des taux d’intérêt ainsi que d’autres effets de l’inflation. Ces conditions macroéconomiques devraient se poursuivre à court terme. Pour plus de précisions sur le risque économique général, y compris le risque lié au taux d’intérêt et le risque lié à l’inflation, se reporter à la rubrique « Risque d’entreprise et gestion du risque — Risque économique général ».

Services publics d’électricité de la Floride

Le secteur Services publics d’électricité de la Floride se compose de TEC, une entreprise de services publics d’électricité réglementée et verticalement intégrée qui offre des services de production, de transport et de distribution d’électricité aux abonnés du centre-ouest de la Floride. Comptant environ 12 milliards de dollars américains d’actifs et quelque 840 000 abonnés au 31 décembre 2023, TEC possède une capacité de production de 6 433 mégawatts (« MW ») d’électricité, dont 74 pour cent proviennent de centrales au gaz naturel, 19 pour cent, de l’énergie solaire, et 7 pour cent, de centrales au charbon. TEC possède 2 192 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 20 299 kilomètres d’installations de distribution d’électricité. TEC satisfait aux critères de planification pour la capacité de réserve établis par la FPSC, qui exigent une marge de réserve de 20 pour cent supérieure à la pointe de la demande.

Le RCP réglementé approuvé de TEC se situe entre 9,25 pour cent et 11,25 pour cent, moyennant une participation autorisée de 54 pour cent dans la structure du capital. Un RCP de 10,20 pour cent est utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses.

TEC prévoit dégager en 2024 un RCP se situant à l’extrémité inférieure de sa fourchette, mais s’attend à ce que le bénéfice soit supérieur à celui de 2023. Si l’on normalise 2023 pour tenir compte des conditions météorologiques, le volume des ventes de TEC en 2024 devrait être plus élevé qu’en 2023 en raison de la croissance de la clientèle. TEC prévoit que les taux de croissance de la consommation de 2024 seront comparables à ceux de 2023, ce qui reflète la croissance économique prévue en Floride.

Le 1[er] février 2024, TEC a informé la FPSC de son intention de demander une hausse des tarifs de base à compter de janvier 2025, reflétant une augmentation des produits requis d’environ 290 à 320 millions de dollars américains et des ajustements supplémentaires d’environ 100 millions de dollars américains et 70 millions de dollars américains pour 2026 et 2027, respectivement. Les tarifs proposés par TEC comprennent un recouvrement des coûts liés aux projets de production d’énergie solaire, à l’augmentation de la capacité de stockage d’énergie, un centre de conduite du réseau plus résilient et modernisé, ainsi que de nombreux autres projets visant à rehausser la résilience et la fiabilité. Les montants de la fourchette de demande sont des estimations jusqu’à ce que TEC dépose son dossier détaillé en avril 2024. La FPSC devrait entendre l’affaire au troisième trimestre de 2024 et rendre une décision d’ici la fin de l’année 2024.

Le 16 août 2023, TEC a déposé une demande de mise en œuvre des dispositions relatives à l’ajustement du tarif de base pour la production de 2024, conformément à la convention de règlement sur les tarifs de 2021. Incluant l’ajustement du RCP de TEC, l’augmentation de 22 millions de dollars américains a été approuvée par la FPSC le 17 novembre 2023.

Le 23 janvier 2023, TEC a déposé une demande auprès de la FPSC afin de recouvrer l’actif réglementaire de la réserve en cas de tempête et de ramener le solde de la réserve en cas de tempête au montant de la réserve en cas de tempête approuvé, soit 56 millions de dollars américains, pour un total de 131 millions de dollars américains. La surcharge au titre du recouvrement des coûts liés aux tempêtes a été approuvée par la FPSC le 7 mars 2023 et TEC a commencé à l’appliquer en avril 2023. Par la suite, le 9 novembre 2023, la FPSC a approuvé la demande de TEC, déposée le 16 août 2023, visant à mettre à jour la perception totale des coûts liés aux tempêtes à 134 millions de dollars américains. Cela a aussi modifié la perception du solde restant prévu de 29 millions de dollars américains au 31 décembre 2023, de « sur les trois premiers mois de 2024 » à « sur les 12 mois de 2024 ». Le recouvrement des coûts liés aux tempêtes est soumis à un examen de prudence et d’exactitude des coûts sous-jacents par la FPSC et la délivrance d’une ordonnance par la FPSC est attendue pour le troisième trimestre de 2024.

Au cours du troisième trimestre de 2023, les activités de TEC ont été perturbées par l’ouragan Idalia. Les coûts de restauration liés aux dommages causés par la tempête se sont élevés à environ 35 millions de dollars américains et ont été imputés à l’actif réglementaire de la réserve en cas de tempêtes, ce qui a eu un impact minime sur les résultats. TEC déterminera ultérieurement le calendrier de la demande de recouvrement des coûts liés à l’ouragan Idalia.

Le 23 janvier 2023, TEC a demandé un rajustement de ses frais de combustible afin de récupérer le recouvrement déficitaire des coûts du combustible de 2022 d’un montant de 518 millions de dollars américains sur une période de 21 mois. Pour tenir compte de la réduction des prix du gaz naturel depuis septembre 2022, la demande comprenait également un rajustement des coûts du combustible prévus pour 2023 représentant une diminution prévue de 170 millions de dollars américains pour le reste de l’exercice 2023. Les changements ont été approuvés par la FPSC le 7 mars 2023 et sont entrés en vigueur le 1[er] avril 2023.

Les dépenses en immobilisations du secteur Services publics d’électricité de la Floride prévues pour 2024 sont de 1,3 milliard de dollars américains (1,3 milliard de dollars américains en 2023), y compris la provision pour fonds utilisés pendant la construction (la « PFUPC »). Les projets d’investissement visent notamment les investissements dans les projets solaires, la modernisation des réseaux électriques, les investissements visant à rendre les installations plus résistantes aux tempêtes et le renforcement de la résilience.

Services publics d’électricité canadiens

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

NSPI

Dotée d’actifs de 7,2 milliards de dollars et d’environ 549 000 clients, NSPI possède une capacité de production de 2 422 MW d’électricité, dont 44 pour cent proviennent de centrales au charbon et/ou au pétrole, 28 pour cent de centrales au gaz naturel et/ou au mazout, 19 pour cent de centrales hydroélectriques, éoliennes ou solaires, 7 pour cent de centrales au coke de pétrole et 2 pour cent de centrales alimentées à la biomasse. De plus, NSPI a conclu des contrats d’achat d’énergie renouvelable auprès de producteurs d’électricité indépendants (« PEI ») et de participants au programme de tarifs de rachat garantis communautaires (« COMFIT »), qui détiennent une capacité de 532 MW. NSPI détient également des droits à l’égard d’une capacité de 153 MW du lien maritime, ce qui représente les obligations de livraison de Nalcor Energy (« Nalcor ») du bloc de la Nouvelle-Écosse, tel qu’il est précisé ci-dessous. NSPI possède environ 5 000 kilomètres d’installations de transport d’électricité de même que 28 000 kilomètres d’installations de distribution d’électricité.

Nalcor est tenue de fournir à NSPI environ 900 gigawattheures (« GWh ») d’électricité par année pendant 35 ans. De plus, pendant les cinq premières années du bloc de la Nouvelle-Écosse, NSPI a l’obligation de fournir environ 240 GWh d’électricité additionnelle provenant du bloc d’électricité supplémentaire transmise par l’entremise du lien maritime. NSPI a la possibilité d’acheter de l’électricité supplémentaire au prix du marché de Nalcor dans le cadre de l’Entente d’accès à l’énergie. Cette entente permet à NSPI d’accéder à une offre de Nalcor au prix du marché pour un maximum de 1,8 térawattheure (« 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.

Le RCP réglementé approuvé de NSPI se situe entre 8,75 pour cent et 9,25 pour cent, d’après une moyenne de l’avoir des actionnaires ordinaires réglementé réel sur cinq trimestres pouvant atteindre 40 pour cent de la base tarifaire approuvée.

NSPI s’attend à ce que les bénéfices et le volume des ventes soient plus élevés en 2024 qu’en 2023, mais prévoit dégager en 2024 un RCP inférieur à sa fourchette autorisée.

Le 29 janvier 2024, NSPI a soumis à la Régie une demande d’approbation d’une structure qui amorcerait le recouvrement du solde impayé du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible. Dans le cadre de cette demande, NSPI a demandé l’approbation de la vente de 117 millions de dollars de l’actif réglementaire du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible à Invest Nova Scotia, une société d’État provinciale, le produit étant versé à NSPI dès l’approbation. NSPI a demandé l’autorisation de percevoir auprès des clients les coûts d’amortissement et de financement de 117 millions de dollars au nom d’Invest Nova Scotia sur une période de 10 ans et de remettre ces montants à celle-ci au fur et à mesure qu’ils sont perçus, réduisant ainsi les augmentations de tarifs à court terme pour les clients par rapport au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible actuellement en place. En cas d’approbation, cette partie de l’actif réglementaire du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible serait retirée des bilans consolidés résumés et NSPI percevrait le solde pour le compte d’Invest Nova Scotia dans les tarifs de NSPI à compter de 2024. Une décision est attendue au cours du premier semestre de 2024. Il est prévu que NSPI dépose une demande auprès de la Régie plus tard en 2024 pour percevoir en 2025 ou au cours de périodes ultérieures d’autres montants déficitaires au titre du recouvrement des coûts du combustible, sous réserve de l’approbation de la Régie.

Le 31 octobre 2023, NSPI a soumis une demande à la Régie afin de reporter des charges d’exploitation supplémentaires de 24 millions de dollars engagées pendant les efforts de restauration après le passage de l’ouragan Fiona en septembre 2022. NSPI demande l’amortissement des charges sur une période à être approuvée par la Régie lors d’un futur processus d’établissement des tarifs. Au 31 décembre 2023, les 24 millions de dollars ont été reportés dans les autres actifs à long terme, dans l’attente de l’approbation de la Régie. Une décision de la Régie est attendue en 2024.

Le 16 septembre 2023, la Nouvelle-Écosse a été frappée par la tempête post-tropicale Lee, occasionnant une panne d’électricité pour environ 280 000 clients. Le coût total de restauration après tempête s’est élevé à 19 millions de dollars, dont 9 millions de dollars ont été imputés aux charges d’exploitation et d’entretien et charges générales, 5 millions de dollars ont été incorporés au coût des immobilisations corporelles et 5 millions de dollars ont été reportés sur la clause liée aux tempêtes approuvée par la Régie. La clause liée aux tempêtes pour chacune des années 2023, 2024 et 2025 permet à NSPI de demander à la Régie le report et le recouvrement des dépenses si les dépenses de restauration après tempête majeure dépassent environ 10 millions de dollars au cours d’une année donnée. La demande de report en vertu de la clause liée aux tempêtes est faite dans l’année qui suit l’année des coûts encourus, le recouvrement commençant dans l’année qui suit la demande.

Le 2 février 2023, la Régie a approuvé l’accord de règlement relatif à la demande générale de hausse tarifaire entre NSPI, les principaux représentants des clients et les groupes d’intérêt participants, ce qui s’est traduit par une augmentation moyenne des tarifs de 6,9 % à compter du 2 février 2023 et une augmentation moyenne supplémentaire de 6,5 % à compter du 1[er ] janvier 2024, tout recouvrement déficitaire ou excédentaire des coûts du combustible étant traité dans le cadre du mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible établi par la Régie. Cet accord a également établi une clause liée aux tempêtes, décrite ci-dessus, et une clause portant sur la gestion axée sur la demande. Le 27 mars 2023, la Régie a rendu une décision finale approuvant les tarifs d’électricité qui sont entrés en vigueur le 2 février 2023.

En 2024, les dépenses en immobilisations, y compris la PFUPC, devraient s’élever à 435 millions de dollars (451 millions de dollars en 2023). NSPI investit principalement dans des projets d’investissement nécessaires pour assurer la fiabilité du réseau électrique et un service fiable aux clients.

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 (la « province »). 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 à la rubrique « Risque d’entreprise et gestion du risque ». Les faits nouveaux liés aux lois et règlements environnementaux provinciaux et fédéraux sont décrits ci-dessous.

Groupe de travail pour des solutions en matière d’électricité propre :

En avril 2023, la province a créé le Groupe de travail pour des solutions en matière d’électricité propre (le « groupe de travail ») afin de conseiller le gouvernement provincial relativement à la transition de la Nouvelle-Écosse du charbon vers des sources d’énergie plus renouvelables. Le 23 février 2024, le groupe de travail a publié son rapport et ses recommandations, qui se fondent sur des échanges avec les parties prenantes, y compris NSPI. Le rapport du groupe de travail met de l’avant des conclusions relatives à l’exploitation du système, à la supervision réglementaire, à la fiabilité, au transport et à l’abordabilité. Le groupe de travail a annoncé un certain nombre de recommandations, y compris le renforcement des pouvoirs et de l’indépendance de l’organisme de réglementation et la mise sur pied d’un exploitant de système indépendant, et ce, afin de soutenir la transition continue vers l’énergie propre, ainsi que le respect des lois et l’atteinte des objectifs fédéraux et provinciaux en la matière. La province a annoncé son intention d’accepter ces recommandations et déposera une loi habilitante lors de sa prochaine session, qui débute le 27 février 2024.

Réglementation sur l’énergie renouvelable en Nouvelle-Écosse :

Le 6 avril 2023, la province a imposé une pénalité de 10 millions de dollars à NSPI pour non-respect de la période de conformité de la Réglementation sur l’énergie renouvelable se terminant en 2022. La pénalité a été comptabilisée au poste « Charges d’exploitation et d’entretien et charges générales » des états des résultats consolidés. Le 26 mai 2023, NSPI a entrepris des démarches pour contester la pénalité par la voie d’une procédure auprès de la Régie, comme le permet la Réglementation sur l’énergie renouvelable. Le 12 octobre 2023, la Régie a décidé qu’elle entendrait l’appel en faisant preuve de retenue à l’égard de la décision de la province, mais en autorisant le dépôt de nouveaux éléments de preuve à l’appui des positions des parties. L’audience est prévue pour juin 2024 et une décision est attendue avant la fin de 2024.

Règlements sur la tarification du carbone :

En novembre 2022, la province a adopté des modifications à la loi intitulée Environment Act , qui établit un cadre pour la mise en œuvre d’un régime de tarification fondé sur la production en Nouvelle-Écosse (le « régime de tarification fondé sur la production ») afin de se conformer aux règlements du gouvernement du Canada sur la tarification de la pollution par le carbone de 2023 à 2030, en vigueur le 1[er] janvier 2023. Le gouvernement du Canada a approuvé le régime proposé par la province; toutefois, le régime de tarification fondé sur la production fera l’objet d’un examen provisoire par le gouvernement du Canada pour les normes en vigueur pour 2026. La version définitive du règlement intitulé OutputBased Pricing System Reporting and Compliance Regulations a été prescrite par un décret adopté par le gouverneur en conseil le 30 janvier 2024. Le régime de tarification fondé sur la production prévoit l’application de normes de rendement en matière d’émissions de gaz à effet de serre (« GES ») pour les grands émetteurs industriels de GES variant selon le type de carburant. Les émissions de GES dépassant les normes de concentration prescrites seront assujetties à une tarification du carbone qui commence à 65 $ par tonne en 2023 et qui augmentera de 15 $ par tonne chaque année, pour atteindre 170 $ par tonne en 2030. Le cadre réglementaire de NSPI prévoit le recouvrement des coûts prudemment engagés pour se conformer aux programmes de tarification du carbone en vertu de son mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible.

Règlement sur le programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse : NSPI participait au programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et était soumise à la période de conformité de 2019 à 2022. Le 16 mars 2023, la province a fourni à NSPI des quotas d’émissions suffisants pour assurer la conformité pour la période de conformité de 2019 à 2022. De ce fait, les coûts liés à la conformité cumulés de 166 millions de dollars ont été annulés au premier trimestre de 2023. Les crédits achetés par NSPI lors de ventes aux enchères provinciales d’un montant de 6 millions de dollars n’ont pas été remboursés et aucun autre coût n’a été engagé pour se conformer au programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse.

Autre législation

Modification de la Loi sur le plan en matière d’électricité :

Le 9 novembre 2023, la province a adopté des modifications à la loi intitulée Electricity Act (la « Loi sur le plan en matière d’électricité »), qui permettent au gouverneur en conseil d’approuver les projets de stockage d’énergie proposés par une entreprise de services publics et détenus en totalité ou en majorité par celle-ci si le projet est dans l’intérêt supérieur des contribuables. En outre, les modifications à la Loi sur le plan en matière d’électricité élargissent la capacité de la province à exiger de NSPI qu’elle conclue des contrats d’achat d’électricité avec des installations de production d’énergie renouvelable en l’habilitant à exiger de NSPI qu’elle conclue un contrat pour la vente d’électricité à des clients déterminés. Cela permet à ces clients d’acheter de l’électricité renouvelable à des producteurs déterminés, NSPI gérant le transport et la vente de l’énergie. Le 21 décembre 2023, le gouverneur en conseil a promulgué des règlements qui ordonnent à NSPI d’installer trois batteries avant acheminement sur le réseau de 50 MW d’une durée de quatre heures dans le cadre des actifs réglementés de NSPI.

Modification des pénalités relatives aux normes de rendement :

Le 12 avril 2023, la province a promulgué des modifications à la loi intitulée Public Utilities Act (la « Loi sur les services publics »), qui ont fait passer de 1 million de dollars à 25 millions de dollars le total cumulatif des pénalités administratives que la Régie pourrait imposer à NSPI pour non-respect des normes de rendement actuelles et futures au cours d’une année civile. Toutes les pénalités administratives imposées à NSPI doivent être créditées aux clients, et NSPI ne peut pas recouvrer les pénalités administratives imposées par l’intermédiaire des tarifs.

ENL

Le total de la quote-part du bénéfice de NSPML et de LIL devrait être plus élevé en 2024 qu’en 2023, du fait d’une augmentation des investissements dans LIL qui est prévue pour 2024. Les investissements dans NSPML et LIL sont comptabilisés au poste « Placements assujettis à une influence notable » des bilans consolidés d’Emera.

NSPML

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

Les actifs du lien maritime sont entrés en service le 15 janvier 2018, permettant le transport de l’énergie entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse, ainsi qu’une fiabilité accrue et des avantages connexes, ce qui favorise l’efficacité et la fiabilité de l’énergie des deux provinces. Les obligations de livraison du bloc de la Nouvelle-Écosse de Nalcor ont débuté le 15 août 2021 et le bloc de la Nouvelle-Écosse sera livré au cours des 35 prochaines années aux termes des conventions de projets.

Le 21 décembre 2023, NSPML a reçu l’autorisation de percevoir jusqu’à 164 millions de dollars de NSPI au titre du recouvrement des coûts associés au lien maritime en 2024. Cette somme est assujettie à une retenue de 4 millions de dollars par mois, comme il est indiqué ci-dessous.

Le 4 octobre 2023 et le 31 janvier 2024, la Régie a rendu des décisions apportant des éclaircissements sur les aspects restants du mécanisme de retenue pour le lien maritime, principalement en ce qui a trait au déblocage des fonds des retenues passées et futures et aux exigences pour mettre fin au mécanisme de retenue. Dans ces décisions, la Régie a accepté qu’une tranche de 12 millions de dollars (8 millions de dollars pour 2022 et 4 millions de dollars pour 2023) de la retenue de garantie précédemment comptabilisée reste créditée aux reports liés au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible de NSPI, le reste étant retourné à NSPML et comptabilisé au poste « Quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites » dans les états financiers consolidés d’Emera. NSPML n’a pas comptabilisé de retenue supplémentaire au quatrième trimestre de 2023. La Régie a également confirmé que le mécanisme de retenue cessera une fois que 90 pour cent des livraisons du bloc de la Nouvelle-Écosse auront été effectuées pendant 12 mois consécutifs (sous réserve d’un allégement potentiel en cas d’interruptions planifiées ou de circonstances exceptionnelles) et que le solde net impayé pour l’énergie du bloc de la Nouvelle-Écosse précédemment non livrée sera inférieur à 10 pour cent du montant annuel prévu par le contrat. En outre, la Régie a augmenté le montant de la retenue mensuelle pour le faire passer de 2 millions de dollars à 4 millions de dollars à compter du 1[er] décembre 2023. NSPML a l’intention de déposer une demande de résiliation du mécanisme de retenue en 2024.

NSPML ne prévoit pas d’investissements en immobilisations considérables en 2024.

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 l’exploitant du réseau d’électricité de la province de Terre-Neuve ( Newfoundland Electrical System Operator ) a confirmé que l’actif fonctionnait de manière adéquate pour assurer un fonctionnement fiable du réseau et une pleine fonctionnalité à 700 MW, ce qui a été validé par l’ingénieur indépendant du gouvernement du Canada qui a délivré son certificat de mise en service le 13 avril 2023.

À la remise du certificat de mise en service, la quote-part du bénéfice tiré de la PFUPC a cessé et la quote-part des revenus en trésorerie et un rendement des capitaux propres à Emera ont commencé à être générés. La première distribution a été reçue du partenariat LIL au quatrième trimestre de 2023.

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 747 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 337 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 Nalcor aura confirmé l’établissement du coût final en vue de déterminer le montant de l’investissement restant.

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

Peoples Gas System

Comptant 2,8 milliards de dollars américains d’actifs et environ 490 000 abonnés, PGS possède 24 300 kilomètres de canalisations principales destinées au transport du gaz naturel et 13 500 kilomètres de conduites de branchement. La capacité de transport de PGS (soit le volume de gaz naturel livré aux clients, y compris aux clients du service de transport seulement) s’est élevée à 2 milliards de thermies en 2023.

Prenant effet en 2024, la fourchette approuvée de RCP pour PGS est de 9,15 pour cent à 11,15 pour cent (8,9 pour cent à 11,0 pour cent en 2023), moyennant une participation autorisée de 54,7 pour cent (54,7 pour cent en 2023) dans la structure du capital. Un RCP de 10,15 pour cent (9,9 pour cent en 2023) est utilisé aux fins du calcul du rendement du capital investi pour les clauses.

New Mexico Gas Company, Inc.

Comptant 1,8 milliard de dollars américains d’actifs et quelque 540 000 abonnés, NMGC possède environ 2 408 kilomètres de gazoducs de transport et 17 657 kilomètres de gazoducs de distribution. En 2023, sa capacité de transport s’établissait à environ 1 milliard de thermies.

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

Perspectives pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le bénéfice en dollars américains du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devrait être supérieur en 2024 à celui de 2023, en raison principalement de la hausse des tarifs de base à PGS à compter de janvier 2024 et d’une hausse prévue des tarifs de base à compter du quatrième trimestre de 2024 à NMGC, en partie contrebalancées par la diminution attendue des produits au titre de l’optimisation des actifs à NMGC.

PGS s’attend à ce que la base tarifaire soit plus élevée qu’en 2023 et prévoit dégager un RCP se situant dans sa fourchette en 2024. Le bénéfice en dollars américains pour 2024 devait être nettement supérieur à celui de 2023, en raison principalement de la hausse des produits qui est attribuable aux nouveaux tarifs de base et qui vient appuyer d’importants investissements continus dans le système et la croissance continue de la clientèle en 2024, ce qui devrait refléter le taux de croissance démographique de la Floride.

Le 4 avril 2023, PGS a déposé une demande de hausse tarifaire auprès de la FPSC et une audience s’est tenue en septembre 2023. Le 9 novembre 2023, la FPSC a approuvé une augmentation de 118 millions de dollars américains des produits de base qui comprend 11 millions de dollars américains transférés de l’avenant relatif au remplacement de la fonte et de l’acier brut, pour une augmentation marginale nette de 107 millions de dollars américains des produits de base. Cette augmentation correspond à un taux médian de RCP de 10,15 pour cent avec une participation autorisée de 54,7 pour cent dans la structure du capital. Une décision finale a été rendue le 27 décembre 2023 et ces nouveaux tarifs sont entrés en vigueur en janvier 2024.

La convention de règlement sur les tarifs de 2020 de PGS lui accordait la possibilité d’annuler un amortissement total de 34 millions de dollars américains accumulé jusqu’en 2023. En 2023, PGS a annulé un amortissement de 20 millions de dollars américains accumulé, et en 2022, de 14 millions de dollars américains.

NMGC s’attend à ce que l’augmentation de la base tarifaire de 2024 soit semblable à celle de 2023 et à ce que le bénéfice en dollars américains soit légèrement moins élevé en raison de la baisse des produits au titre de l’optimisation des actifs, facteur partiellement contrebalancé par la hausse des produits liés aux nouveaux tarifs de base prévus, qui entreront en vigueur au quatrième trimestre de 2024. NMGC prévoit dégager un RCP se rapprochant de son RCP autorisé en 2024. Les taux de croissance de la consommation devraient être conformes aux tendances historiques.

Le 14 septembre 2023, NMGC a déposé une demande de hausse tarifaire auprès de la NMPRC pour que de nouveaux tarifs de base entrent en vigueur au quatrième trimestre de 2024. NMGC a demandé une augmentation de 49 millions de dollars américains des produits de base annuels, en raison principalement de l’augmentation des coûts d’exploitation et des dépenses en immobilisations liés aux projets de gazoducs et aux infrastructures connexes. La demande de hausse tarifaire comprend un RCP demandé de 10,5 pour cent. La décision finale de la NMPRC est attendue au troisième trimestre de 2024.

En 2024, les dépenses en immobilisations du secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure devraient s’élever à environ 465 millions de dollars américains (495 millions de dollars américains en 2023), y compris la PFUPC. PGS et NMGC continueront à réaliser des investissements pour maintenir la fiabilité de leurs systèmes et soutenir la croissance de la clientèle.

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, de GBPC sur l’île de Grand Bahama, et une participation en titres de capitaux propres dans Lucelec, située sur l’île de Sainte-Lucie.

BLPC

Comptant 517 millions de dollars américains d’actifs et quelque 134 000 clients, BLPC possède une capacité de production de 243 MW, dont 96 pour cent proviennent de centrales au mazout et quatre pour cent, de l’énergie solaire. BLPC possède des installations de transport s’étendant sur environ 188 kilomètres et des installations de distribution s’étendant sur 3 839 kilomètres. Le rendement réglementé approuvé au titre de la base tarifaire de BLPC était de 10 pour cent pour 2023.

GBPC

Comptant 334 millions de dollars américains d’actifs et quelque 19 000 clients, GBPC est dotée de centrales au mazout d’une capacité de 98 MW, d’installations de transport s’étendant sur environ 90 kilomètres et d’installations de distribution s’étendant sur 994 kilomètres. Le rendement réglementé approuvé au titre de la base tarifaire de GBPC est de 8,52 pour cent pour 2024 (8,32 pour cent pour 2023).

Perspectives pour le secteur Autres services publics d’électricité

Le bénéfice en dollars américains du secteur Autres services publics d’électricité devrait augmenter en 2024 par rapport à l’exercice précédent.

BLPC exerce actuellement ses activités dans le cadre d’une licence unique intégrée lui permettant de produire, de transporter et de distribuer de l’électricité sur l’île de la Barbade jusqu’en 2028. En 2019, le gouvernement de la Barbade a adopté une loi exigeant plusieurs licences pour l’approvisionnement en électricité. En 2021, BLPC a conclu un accord commercial avec le gouvernement de la Barbade pour chacun des types de licence, sous réserve de l’adoption de la législation d’application. La date de la promulgation finale n’est pas encore connue, mais BLPC travaillera à la mise en œuvre des licences une fois qu’elles auront été promulguées.

En 2021, la BLPC a soumis à la FTC une demande de révision générale des tarifs. En septembre 2022, la FTC a accordé à la BLPC un allégement tarifaire provisoire, autorisant une augmentation des tarifs de base d’environ 1 million de dollars américains par mois. Le 15 février 2023, la FTC a rendu une décision sur cette demande, laquelle comprenait les éléments importants suivants : un RCP réglementé approuvé de 11,75 pour cent, une participation de 55 pour cent dans la structure du capital, une directive pour mettre à jour les principaux éléments du tarif de base au 16 septembre 2022 et une directive pour établir des passifs réglementaires liés au fonds d’autoassurance de 50 millions de dollars américains, les bénéfices comptabilisés à l’exercice précédent au titre de la réévaluation d’impôts reportés sur les bénéfices de 5 millions de dollars américains et un amortissement cumulé de 16 millions de dollars américains. Le 7 mars 2023, BLPC a déposé une demande de révision et de modification (la « demande ») et a demandé une suspension de la décision de la FTC, qui a par la suite été accordée. Le 20 novembre 2023, la FTC a rendu sa décision dans laquelle elle rejette la demande. Les tarifs provisoires restent en vigueur jusqu’à une date à déterminer dans une décision et une ordonnance définitives.

Le 1[er] décembre 2023, BLPC a fait appel de certains aspects des décisions de la FTC du 15 février et du 20 novembre 2023 auprès de la Cour suprême de la Barbade devant la Haute Cour de justice (la « Cour ») et a demandé qu’elles soient suspendues. Le 11 décembre 2023, la Cour a accordé le sursis. La position de BLPC est que la FTC a commis des erreurs de droit et de territoire dans ses décisions et estime que l’appel est susceptible de réussir. Par conséquent, les ajustements aux tarifs et à la base tarifaire définitifs de BLPC, y compris les ajustements aux actifs et passifs réglementaires, n’ont pas été comptabilisés pour l’instant. La direction ne s’attend pas à ce que la décision et l’ordonnance définitives aient une incidence importante sur le bénéfice net ajusté.

En 2024, les dépenses en immobilisations du secteur Autres services publics d’électricité devraient s’élever à environ 80 millions de dollars américains (47 millions de dollars américains en 2023) et seront principalement engagées à l’égard de sources de production plus efficaces et plus propres, y compris les énergies renouvelables et le stockage dans des batteries.

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 Block Energy LLC (« Block Energy »). 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 pour cent dans Bear Swamp, centrale hydroélectrique à réserve pompée de 660 MW située dans le nord-ouest de l’État du Massachusetts. Block Energy est une société technologique détenue en propriété exclusive, qui se consacre à la recherche de moyens de fournir une énergie renouvelable et résiliente aux clients.

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

Le bénéfice d’EES est généralement tributaire de la conjoncture de marché et, plus particulièrement, de la volatilité sur les marchés du gaz naturel et de l’électricité. Celle-ci peut être influencée par les conditions météorologiques, les limites d’approvisionnement locales et d’autres facteurs de l’offre et de la demande, et peut offrir l’occasion d’obtenir une marge supérieure. Ces activités sont saisonnières, les premier et quatrième trimestres offrant habituellement la plus grande possibilité de gains. On s’attend généralement à ce qu’EES réalise un bénéfice net ajusté annuel à l’intérieur de sa fourchette de prévisions de 15 à 30 millions de dollars américains.

La perte nette ajustée du secteur Autres devrait augmenter en 2024, en raison de la hausse des intérêts débiteurs et de la diminution de la contribution d’Emera Energy au bénéfice net principalement attribuable à des crédits d’impôt à l’investissement uniques à Bear Swamp en 2023.

Aucune dépense en immobilisations importante ne devrait être engagée par le secteur Autres en 2024.

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

Les variations importantes survenues aux bilans consolidés entre le 31 décembre 2022 et le 31 décembre 2023 incluent ce qui suit :

	Augmentation
en millions de dollars	(diminution)	Explication
Actif
Trésorerie et équivalents	257 $	Augmentation attribuable aux flux de trésorerie provenant des
de trésorerie		activités d’exploitation, au produit de l’émission de titres de
		créance à long terme à PGS et à NSPI, ainsi qu’à l’émission
		d’actions ordinaires d’Emera. Ces facteurs ont été partiellement
		contrebalancés par les investissements dans les
		immobilisations corporelles des services publics réglementés,
		les remboursements nets sur la dette à TEC et les dividendes
		versés sur actions ordinaires d’Emera
Instruments dérivés	(156)	Diminution attribuable aux règlements d’instruments dérivés à
(à court terme et à long terme)		NSPI et à la baisse des prix des instruments dérivés liés à
		l’électricité à NSPI, partiellement contrebalancés par la contre-
		passation de contrats de 2022 à EES
Actifs réglementaires	(515)	Diminution résultant de l’augmentation des recouvrements au
(à court terme et à long terme)		titre des clauses visant le combustible et des coûts liés aux
		tempêtes à TEC et de l’annulation des charges à payer en lien
		avec la conformité aux exigences du programme de
		plafonnement et d’échange d’émissions à NSPI. Ces facteurs
		ont été en partie contrebalancés par la hausse des reports liés
		au mécanisme de rajustement attribuable au prix du
		combustible à NSPI découlant d’un recouvrement déficitaire des
		coûts du combustible et des modifications de la méthode de
		recouvrement des coûts du combustible d’un client industriel et
		de l’augmentation de l’actif réglementaire d’impôts reportés
		à NSPI
Débiteurs et autres actifs	(1 079)	Diminution liée à la baisse des actifs de transport du gaz, à la
(à court terme et à long terme)		diminution de la garantie en trésorerie et à la diminution des
		créances clients en raison de la baisse des prix des produits de
		base à EES et au règlement du montant à recevoir au titre de la
		couverture dugaz à NMGC
Immobilisations corporelles,	1 380	Augmentation résultant des acquisitions d’immobilisations
déduction faite de		corporelles en excédent de l’amortissement, en partie
l’amortissement cumulé		contrebalancées par l’incidence des écarts de conversion des
		comptes des sociétés affiliées non canadiennes d’Emera
Goodwill	(141)	Diminution attribuable à l’incidence des écarts de conversion
		des comptes des sociétés affiliées non canadiennes d’Emera

	Augmentation
en millions de dollars	(diminution)	Explication
Passif et capitauxpropres
Dette à court terme et dette à	754 $	Émission de titres de créance à long terme à PGS et à NSPI et
long terme (y compris la tranche		produit des facilités de crédits engagées à Emera, facteurs en
échéant à moins d’un an)		partie contrebalancés par les remboursements nets en vertu des
		facilités de crédit engagées à NSPI et à TEC, le remboursement
		sur la dette à NMGC et l’incidence des écarts de conversion des
		comptes des sociétés affiliées non canadiennes d’Emera
Créditeurs	(571)	Diminution attribuable à la baisse des prix des produits de base
		à EES, à NMGC et à TEC, à une baisse de la position de la
		garantie en trésorerie sur les instruments dérivés et à une
		baisse des créditeurs liés au combustible à NSPI
Passifs d’impôts reportés,	185	Augmentation attribuable aux déductions fiscales en excédent
déduction faite des actifs		de l’amortissement comptable lié aux immobilisations
d’impôts reportés		corporelles, partiellement contrebalancées par les variations
		des instruments dérivés et l’augmentation des crédits d’impôt
		liés aux projets d’énergie solaire à TEC et la modernisation de
		la centrale Bear Swamp
Instruments dérivés	(574)	Diminution attribuable aux variations des positions existantes
(à court terme et à long terme)		et à la contre-passation de contrats de 2022, en partie
		contrebalancée par les nouveaux contrats obtenus en 2023 à
		EES
Passifs réglementaires	(501)	Diminution découlant des reports liés aux instruments dérivés à
(à court terme et à longterme)		NSPI et du règlement des couvertures dugaz de NMGC
Autres passifs	(157)	Diminution résultant de l’annulation des charges à payer en
(à court terme et à long terme)		lien avec la conformité aux exigences du programme de
		plafonnement et d’échange d’émissions à NSPI
Actions ordinaires	700	Hausse découlant des actions émises
Cumul des autres éléments	(273)	Diminution attribuable à l’incidence des écarts de conversion
du résultatglobal		des comptes des sociétés affiliées non canadiennes d’Emera
Bénéfices non répartis	219	Augmentation attribuable au bénéfice net en excédent des
		dividendes versés

AUTRES FAITS RÉCENTS

Hausse du dividende sur actions ordinaires

Le 20 septembre 2023, le conseil d’administration d’Emera (le « conseil ») a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, qui est passé de 2,76 $ à 2,87 $ par action ordinaire. Le premier versement était effectif le 15 novembre 2023. Emera a également fait passer son objectif de taux de croissance du dividende de quatre pour cent à cinq pour cent d’ici 2026.

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES

Services publics d’électricité de la Floride

	Trois	mois clos les	mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
		31 décembre			31 décembre
en millions de $ US (sauf indication contraire)	2023		2022	2023		2022
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	613	$	597 $	2 637	$	2 523 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production d’électricité et	162	$	201 $	682	$	832 $
l’achat d’électricité
Contribution au bénéfice net consolidé	85	$	91 $	466	$	458 $
Contribution au bénéfice net consolidé–$ CA	115	$	124 $	627	$	596 $
Coût moyen du combustible en dollarspar MWh	34	$	41 $	31	$	39 $

L’incidence de la variation du taux de change a augmenté le bénéfice en dollars canadiens du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2023 de respectivement 1 million de dollars et 22 millions de dollars.

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercices clos les
en millions de $ US	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2022	91 $	458 $
Augmentation des produits d’exploitation attribuable aux produits liés à	16	114
la surcharge au titre du recouvrement des coûts liés aux tempêtes
(contrebalancée dans les charges d’exploitation et d’entretien et
charges générales), aux nouveaux tarifs de base et à la croissance de
la clientèle contribuant à une hausse des volumes des ventes, en partie
contrebalancés par la variation des produits tirés de la clause de
recouvrement des coûts du combustible et les conditions
météorologiques défavorables
Diminution des charges liées au combustible pour la production	39	150
d’électricité et l’achat d’électricité attribuable à la baisse des prix du gaz
naturel
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	(25)	(136)
générales attribuable principalement à la comptabilisation du
recouvrement des coûts liés aux tempêtes découlant de la surcharge
au titre des tempêtes (contrebalancée dans les produits) et au moment
des recouvrements différés au titre de clauses
Augmentation de la charge d’amortissement résultant d’ajouts	(8)	(33)
aux installations et de la mise en service de projets de production
d’énergie
Augmentation des intérêts débiteurs attribuable aux taux d’intérêt plus	(7)	(59)
élevés et à la hausse des emprunts destinés au financement des
dépenses en immobilisations et des activités courantes
Augmentation des impôts et taxes municipaux et étatiques américains	(8)	(33)
attribuable à la hausse des ventes au détail et à l’augmentation des
biens imposables mis en service
(Augmentation) diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices	(6)	7
attribuable principalement aux crédits d’impôt sur la production liés aux
centrales d’énergie solaire
Autres	(7)	(2)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2023	85 $	466 $

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

Les produits tirés des ventes d’électricité et les volumes des ventes d’électricité pour l’exercice sont résumés dans le tableau suivant par catégorie de clients :

		Produits tirés	Volumes des ventes	Volumes des ventes
	des ventes d’électricité			d’électricité
	(en millions de $ US)		(Gigawattheures (« GWh »))
	2023	2022	2023	2022
Résidentiel	1 711$	1 381 $	10 307	10 109
Commercial	803	666	6 462	6 300
Industriel	203	176	2 082	2 111
Autres1)	(80)	300	2 194	2 352
Total	2 637 $	2 523$	21 045	20 872

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

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

Les volumes de production pour l’exercice sont résumés dans le tableau suivant :

	Volumes de production	(GWh)
	2023	2022
Gaz naturel	17843	17083
Solaire	1 748	1 492
Achats d’électricité	1 443	1 685
Charbon	744	1325
Total	21 778	21 585

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

Cadre réglementaire

TEC est réglementée par la FPSC et est également soumise à la réglementation de la FERC. La FPSC établit les tarifs à un niveau qui permet aux services publics comme TEC de percevoir les produits totaux ou les produits requis selon un montant correspondant au coût de la prestation des services, majoré d’un rendement du capital investi approprié. Les tarifs de base sont établis lors d’audiences sur l’établissement des tarifs qui sont tenues par la FPSC à l’initiative de TEC, de la FPSC ou d’autres parties intéressées. Pour plus de précisions sur le cadre réglementaire, les tarifs de base et les mécanismes de recouvrement de TEC, se reporter à la note 6 afférente aux états financiers consolidés.

Services publics d’électricité canadiens

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars (sauf indication contraire)	2023	2022	2023		2022
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	439 $	421 $	1 671	$	1 675 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	234 $	173 $	777	$	950 $
d’électricité etl’achat d’électricité1)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	68 $	46 $	247	$	222 $
Coûtsnon recouvrables deNSPML	- $	-$	-	$	(7) $
Contribution au bénéfice net consolidé	68 $	46 $	247	$	215 $
Coût moyen du combustible en dollarspar MWh2)	81 $	61$	70	$	85$

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

2) Le coût moyen du combustible tient compte de la reprise d’une provision de 166 millions de dollars au titre du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (charge de 134 millions de dollars en 2022).

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

d’électricité canadiens :
	Trois mois clos les		Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars	2023	2022	2023		2022
NSPI	40 $	23 $	141	$	131 $
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre d’une participation dans LIL	16	15	60		55
Placement dans des sociétés satellites dans le cadre d’une participationdansNSPML1)	12	8	46		36
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	68 $	46$	247	$	222$

1) Exclut des coûts non recouvrables de NSPML de 7 millions de dollars, après impôts, pour l’exercice clos le 31 décembre 2022.

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercice clos le
en millions de dollars	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2022	46 $	215 $
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, des produits d’exploitation	18	(4)
attribuable aux nouveaux tarifs, à l’augmentation des volumes des
ventes des secteurs résidentiel, commercial et autres, ainsi qu’aux
conditions météorologiques favorables, facteurs en partie
contrebalancés par la baisse du volume des ventes provenant du
secteur industriel. La diminution d’un exercice à l’autre s’explique
essentiellement par des modifications de la méthode de recouvrement
des coûts du combustible d’un client industriel1), en partie
contrebalancées par les incidences observées d’un trimestre à l’autre
dont il est question ci-dessus
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, des charges liées au	(61)	173
combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat
d’électricité attribuable à l’augmentation des prix des produits de base
et à la reprise partielle des coûts du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse en 2022, facteurs en
partie contrebalancés par une variation de la composition des sources
de production. Diminution, d’un exercice à l’autre, attribuable à la
reprise de la provision du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse en 2023, en comparaison d’une
charge en 2022, facteur ayant été en partie contrebalancé par
l’augmentation des prix des produits de base et les montants
comptabilisés à l’égard de la taxe sur le carbone prévue par le régime
de tarification fondé sur la production de la Nouvelle-Écosse
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, des reports liés au mécanisme	74	(69)
de rajustement attribuable au recouvrement déficitaire des coûts du
combustible. Diminution, d’un exercice à l’autre, attribuable à la reprise
de la provision du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse en 2023, en partie contrebalancée
par l’augmentation du recouvrement déficitaire des coûts du
combustible et par les modifications de la méthode de recouvrement
des coûts du combustible d’un client industriel1)
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	(8)	(46)
générales attribuable à la hausse des coûts liés à la production
d’électricité et aux services de transport et de distribution sur le terrain.
L’augmentation d’un exercice à l’autre s’explique également par la
comptabilisation de la pénalité imposée en vertu de la Réglementation
sur l’énergie renouvelable et les coûts plus élevés liés à la gestion de la
végétation
Augmentation de l’amortissement attribuable à une hausse des	(3)	(17)
immobilisations corporelles en service
Augmentation des intérêts débiteurs attribuable à une hausse des taux	(5)	(34)
d’intérêt et à une augmentation de la dette
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, de la quote-part du bénéfice des	5	15
placements dans des sociétés satellites à NSPML attribuable
principalement à la retenue comptabilisée au quatrième trimestre
de 2022. L’augmentation d’un exercice à l’autre s’explique également
par la reprise partielle, au troisième trimestre de 2023, de la retenue
comptabilisée en 2022, ainsi que par la hausse du bénéfice provenant
du projet LIL
Coûts non recouvrables de NSPML en 2022	-	7
Autres	2	7
Contribution au bénéfice net consolidé – 2023	68 $	247 $
1) Pour plus de précisions sur les modifications de la méthode de recouvrement des coûts du combustible		d’un client industriel, se
reporter à la note 6 des états financiers consolidés de 2023.

NSPI

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

Les produits tirés des ventes d’électricité et les volumes des ventes d’électricité pour l’exercice sont résumés dans le tableau suivant par catégorie de clients :

		Produits tirés
	des ventes d’électricité		Volumes des ventes
	(en millions de dollars)		d’électricité (GWh)
	2023	2022	2023	2022
Résidentiel	910$	834 $	4 986	4 822
Commercial	463	427	3 053	3 006
Industriel	219	353	2 164	2 480
Autres	41	28	239	148
Total	1 633 $	1 642$	10 442	10 456

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

Les volumes de production pour l’exercice sont résumés dans le tableau suivant :

	Volumes de production	(GWh)
	2023	2022
Charbon	3 086	3 771
Gaz naturel	1 946	1 650
Achat d’électricité	881	910
Coke de pétrole	553	897
Mazout	145	251
Total–énergie non renouvelable	6 611	7 479
Achat d’électricité – PEI, COMFIT et	3 251	2 423
importations
Énergie éolienne, hydroélectricité et énergie	1 149	1 105
solaire
Biomasse	128	127
Total–énergie renouvelable	4 528	3 655
Total des volumes deproduction	11 139	11 134

Les coûts du combustible de NSPI sont tributaires des prix des produits de base et de la composition des sources de production, qui dépend en grande partie de l’utilisation efficace du point de vue économique du réseau de production. NSPI met en service les sources les moins coûteuses en premier (après l’énergie renouvelable provenant des PEI, y compris les participants au programme COMFIT, pour lequel elle dispose de contrats d’achat d’électricité), et le bloc d’électricité de la Nouvelle-Écosse, comprenant le bloc d’électricité supplémentaire, ce qui n’entraîne aucun coût du combustible supplémentaire en dehors des coûts d’évaluation annuels approuvés par la Régie et payés à NSPML pour l’utilisation du lien maritime.

La composition des sources de production peut également être touchée par les pannes, par les programmes de tarification du carbone, y compris le régime de tarification fondé sur la production de la Nouvelle-Écosse, par la disponibilité de la production d’énergie renouvelable, par la disponibilité de la production d’énergie du bloc de la Nouvelle-Écosse, par le rendement des centrales et par la conformité à la réglementation environnementale.

La provision du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse concerne le coût à payer au titre de l’acquisition de crédits d’émissions pour la période de conformité de 2019 à 2022. Au 31 décembre 2022, NSPI avait comptabilisé des charges à payer cumulées de 166 millions de dollars à l’égard des coûts du combustible liés à l’achat anticipé de crédits d’émissions et un montant de 6 millions de dollars lié aux crédits achetés aux enchères provinciales. Les coûts cumulés liés à la conformité de 166 millions de dollars ont été annulés au premier trimestre de 2023 et NSPI n’anticipe pas d’autres coûts liés au programme de plafonnement et d’échange de la Nouvelle-Écosse. Pour plus de précisions sur la reprise de cette charge hors trésorerie à payer et le solde réglementaire lié au mécanisme de rajustement attribuable au prix du combustible, se reporter à la rubrique « Services publics d’électricité canadiens — NSPI » sous « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et à la note 6 afférente aux états financiers consolidés de 2023.

Cadre réglementaire – NSPI

NSPI est une entreprise de services publics au sens de la Loi sur les services publics et, en vertu de cette loi, elle est assujettie à la réglementation de la Régie. Cette loi confère à la Régie un pouvoir de contrôle sur l’exploitation et les dépenses de NSPI. Les tarifs d’électricité exigés des abonnés de NSPI sont soumis à l’approbation de la Régie. NSPI n’est pas assujettie à un processus annuel de révision tarifaire général, mais participe à l’occasion à des audiences à sa demande ou à celle de la Régie. Pour plus de précisions sur le cadre réglementaire et les mécanismes de recouvrement réglementaire de NSPI, se reporter à la note 6 afférente aux états financiers consolidés.

Services publics de gaz naturel et infrastructure

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de $ US (sauf indication contraire)	2023	2022	2023		2022
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	290 $	372 $	1 114	$	1 296 $
au gaz1)
Produits d’exploitation non réglementés	3	2	15		12
Total des produits d’exploitation	293 $	374 $	1 129	$	1 308 $
Coût réglementé du gaz naturel	99 $	181 $	391	$	614 $
Contribution au bénéfice net consolidé	43 $	53 $	158	$	170 $
Contribution au bénéfice net consolidé –$CA	59 $	72$	214	$	221$

1) Le montant inscrit au poste « Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz » comprend des produits financiers provenant de Brunswick Pipeline de 11 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (13 millions de dollars en 2022) et de 46 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (47 millions de dollars en 2022); toutefois, ce montant est exclu de l’analyse des produits d’exploitation tirés des ventes de gaz et du coût du gaz naturel présentée ci-dessous.

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de $ US	2023	2022	2023		2022
PGS	21 $	17 $	79	$	82 $
NMGC	14	22	43		35
Autres	8	14	36		53
Contribution au bénéfice net consolidé	43 $	53$	158	$	170$

L’incidence de la fluctuation du taux de change sur le bénéfice en dollars canadiens a été négligeable pour le trimestre et s’est traduite par une augmentation de 8 millions de dollars du bénéfice en dollars canadiens pour l’exercice clos le 31 décembre 2023.

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercices clos les
en millions de $ US	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2023	53 $	170 $
Diminution des produits d’exploitation à PGS et à NMGC en raison de la	(71)	(181)
baisse des produits liés au combustible et des ventes hors système à
PGS, partiellement contrebalancée par les nouveaux tarifs de base à
NMGC et la croissance de la clientèle à PGS
Diminution, d’un trimestre à l’autre, des produits au titre de l’optimisation	(10)	2
des actifs à NMGC
Diminution du coût du gaz naturel vendu attribuable à la baisse des prix	82	223
du gaz naturel à PGS et à NMGC
Augmentation des charges d’exploitation et d’entretien et charges	(10)	(20)
générales attribuable essentiellement à la hausse des coûts de main-
d’œuvre et des coûts des prestations
Diminution, d’un trimestre à l’autre, de la charge d’amortissement	6	(3)
attribuable à l’annulation d’un montant plus élevé de l’amortissement
cumulé en 2023 découlant de la convention de règlement sur les tarifs.
L’augmentation d’un exercice à l’autre découle de l’accroissement de
l’actif à PGS et à NMGC, en partie contrebalancé par l’annulation d’un
montant plus élevé de l’amortissement cumulé en 2023 à PGS
Augmentation des intérêts débiteurs attribuable à la hausse des taux	(10)	(33)
d’intérêt et à la hausse des emprunts destinés au financement des
activités courantes et des dépenses en immobilisations
Autres	3	-
Contribution au bénéfice net consolidé – 2023	43 $	158 $

Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz

Les produits tirés des ventes de gaz et les volumes des ventes de gaz pour l’exercice sont résumés dans le tableau suivant par catégorie de clients :

		Produits tirés
	des	ventes de gaz	Volumes des	ventes de gaz
	(en millions de $ US)			(en thermies)
	2023	2022	2023	2022
Résidentiel	537$	614	414	421
Commercial	315	354	839	836
Industriel1)	69	64	1 615	1 429
Autres2)	147	217	266	227
Total3)	1 068 $	1 249	3 134	2 913

1) Les produits tirés des ventes de gaz inscrits au poste « Industriel » comprennent les ventes aux producteurs d’électricité. 2) Les produits tirés des ventes de gaz inscrits au poste « Autres » comprennent les ventes hors système à d’autres services publics et divers autres éléments.

3) Le total des produits tirés des ventes de gaz exclut des produits financiers de 46 millions de dollars provenant de Brunswick Pipeline (47 millions de dollars en 2022).

Coût réglementé du gaz naturel

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

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

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

	Volume des ventes de gaz par type	Volume des ventes de gaz par type
	(en millions de thermies)
	2023	2022
Transport	2 461	2 206
Approvisionnement du réseau	673	707
Total	3 134	2 913

Cadres réglementaires

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

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

Pour plus de précisions sur le cadre réglementaire et sur les mécanismes de recouvrement réglementaire de PGS et de NMGC, se reporter à la note 6 afférente aux états financiers consolidés.

Autres services publics d’électricité

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de $ US (sauf indication contraire)	2023	2022	2023		2022
Produits d’exploitation – activités réglementées liées	104 $	98 $	390	$	398 $
à l’électricité
Combustible réglementé pour la production	57 $	54 $	204	$	223 $
d’électricité etl’achat d’électricité
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	3 $	7 $	26	$	23 $
Contributionau bénéficenet ajusté consolidé–$ CA	4 $	8 $	35	$	29 $
Perte de valeur liée à GBPC	- $	54 $	-	$	54 $
Gain (perte) découlant de la réévaluation à la valeur	2 $	1 $	2	$	(4) $
dumarché des titres de capitauxpropres
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte	5 $	(46) $	28	$	(35) $
nette consolidée)
Contribution au bénéfice net consolidé (à la perte	6 $	(62) $	37	$	(48) $
nette consolidée)–$ CA
Volumes de ventes d’électricité (en GWh)	323	301	1 260		1 239
Volumes de productiond’électricité (enGWh)	345	325	1362		1340
Coût moyen du combustiblepar MWh	165 $	161$	150	$	166$

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 qui avoisine la valeur comptable. La vente n’a pas eu d’incidence significative sur le bénéfice.

L’incidence de la fluctuation du taux de change sur le bénéfice en dollars canadiens pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023 a été négligeable.

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

publics d’électricité :
	Trois mois clos les		Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de $ US	2023	2022	2023		2022
BLPC	4 $	5 $	18	$	11 $
GBPC	-	1	11		10
Autres	(1)	1	(3)		2
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	3 $	7$	26	$	23$

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercice clos le
en millions de $ US	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé– 2022	(46) $	(35) $
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, des produits d’exploitation	6	(8)
attribuable à la hausse des produits liés au combustible à BLPC et à
GBPC découlant des prix du combustible plus élevés et de la hausse
des volumes des ventes à BLPC. Diminution, d’un exercice à l’autre,
attribuable à la baisse des produits liés au combustible à BLPC
découlant des prix du combustible moins élevés et à la vente de
Domlec au premier trimestre de 2022, en partie contrebalancées par les
tarifs provisoires à BLPC et la hausse des volumes des ventes à BLPC
et à GBPC
Augmentation, d’un trimestre à l’autre, du combustible réglementé pour	(3)	19
la production d’électricité et l’achat d’électricité attribuable à la hausse
des coûts du combustible à BLPC et à GBPC. Diminution, d’un exercice
à l’autre, attribuable à la baisse des prix du combustible et à la variation
de la composition des sources de production à BLPC
Perte de valeur à GBPC en 2022	54	54
Autres	(6)	(2)
Contribution au bénéfice net consolidé – 2023	5 $	28 $

Cadres réglementaires

BLPC est réglementée par la FTC. Les tarifs sont fixés pour couvrir les coûts engagés prudemment afin de fournir des services d’électricité aux clients, tout en offrant un taux de rendement des capitaux engagés approprié.

GBPC est réglementée par la GBPA. Les tarifs sont fixés pour couvrir les coûts engagés prudemment afin de fournir des services d’électricité aux clients, tout en offrant un taux de rendement sur la base tarifaire approprié.

Pour plus de précisions sur le cadre réglementaire et les mécanismes de recouvrement réglementaire de BLPC et de GBPC, se reporter à la note 6 afférente aux états financiers consolidés.

Autres

Autres
	Trois mois clos les		Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars	2023	2022	2023		2022
Marge sur les activités de commercialisation et	35 $	72 $	96	$	143 $
de négociation1)2)
Autres produits d’exploitation non réglementés	5	3	27		16
Total des produits d’exploitation – activités non	40 $	75 $	123	$	159 $
réglementées
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	(71) $	(1) $	(314)	$	(218) $
(àla pertenette consolidée)
Gain découlant de la réévaluation à la valeur du	112	304	167		179
marché après impôts3)
Contribution au bénéfice net consolidé	41 $	303 $	(147)	$	(39) $
(à laperte 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 un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché avant impôts de 131 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2023 (gain de 430 millions de dollars en 2022) et un gain de 216 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (gain de 281 millions de dollars pour 2022).

3) Déduction faite d’une charge de 44 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (charge de 124 millions de dollars en 2022) et d’une charge de 68 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (charge de 73 millions de dollars en 2022).

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars	2023	2022	2023		2022
Emera Energy :
EES	19 $	40 $	46	$	68 $
Autres	6	1	18		2
Siège social – se reporter à la répartition de la	(91)	(37)	(356)		(267)
contribution ajustée ci-dessous
Block Energy LLC1)	(4)	(5)	(18)		(18)
Autres	(1)	-	(4)		(3)
Contribution au bénéfice net ajusté consolidé	(71) $	(1) $	(314)	$	(218) $
(à laperte nette consolidée)

1) Auparavant Emera Technologies LLC

Bénéfice net

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

	Trois mois clos le	Exercice clos le
en millions de dollars	31 décembre	31 décembre
Contribution au bénéfice net consolidé	303 $	(39) $
(à la perte nette consolidée)– 2022
Baisse de la marge sur les activités de commercialisation et de	(37)	(47)
négociation d’un trimestre à l’autre attribuable essentiellement aux
conditions de marché liées aux conditions météorologiques au
quatrième trimestre de 2022 qui ont entraîné une augmentation des prix
et de la volatilité. Diminution d’un exercice à l’autre attribuable aux
conditions de marché moins favorables, en particulier la diminution des
prix du gaz naturel et la volatilité, ainsi qu’à l’augmentation des
engagements à coûts visant des actifs liés au transport du gaz en 2023
par rapport à 2022
Diminution des charges d’exploitation et d’entretien et charges	12	10
générales attribuable principalement au calendrier de la rémunération à
long terme et aux couvertures connexes
Augmentation des intérêts débiteurs, avant impôts, attribuable à la	(8)	(51)
hausse des taux d’intérêt et à l’augmentation du total de la dette
Augmentation du recouvrement d’impôts sur les bénéfices	7	26
principalement attribuable à la hausse des pertes avant la charge
d’impôts sur les bénéfices et à la comptabilisation de crédits d’impôt à
l’investissement liés à la modernisation de la centrale Bear Swamp, en
partie contrebalancées par l’incidence des taux d’impôt étatiques
effectifs
Décision relative à TGH, après impôts et frais juridiques	(45)	(45)
Diminution, d’un trimestre à l’autre, du gain découlant de la réévaluation	(194)	(12)
à la valeur du marché après impôts en raison des variations
défavorables des positions existantes, en partie contrebalancées par
l’augmentation, en 2022, de l’amortissement des actifs de transport du
gaz à EES. Diminution, d’un exercice à l’autre, du gain découlant de la
réévaluation à la valeur du marché après impôts attribuable
principalement à l’augmentation de l’amortissement des actifs de
transport du gaz, en partie contrebalancée par les variations favorables
des positions existantes à EES et les gains sur les couvertures de
change lié aux activités du siège social
Autres	3	11
Contribution au bénéfice net consolidé	41 $	(147) $
(à laperte nette consolidée) – 2023

Emera Energy

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

La contribution d’EES au bénéfice net consolidé s’est chiffrée à 19 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023, comparativement à 40 millions dollars au cours du quatrième trimestre de 2022, et à 46 millions de dollars (33 millions de dollars américains) pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, comparativement à 68 millions de dollars (50 millions de dollars américains) pour la même période en 2022. La contribution d’EES en 2023 et en 2022 au bénéfice net ajusté consolidé était supérieure à la fourchette de prévisions attendue d’elle en fait de bénéfice net ajusté annuel, soit de 15 à 30 millions de dollars américains. La conjoncture de marché était très favorable en 2022 en raison du prix élevé et de la volatilité du gaz naturel, ce qui correspondait aux situations météorologique et géopolitique.

Rajustements de réévaluation à la valeur du marché

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

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

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

Le siège social d’Emera a conclu des contrats de change à terme afin de gérer le risque de flux de trésorerie lié aux entrées de trésorerie attendues en dollars américains. Les fluctuations du taux de change entraînent la comptabilisation de gains ou de pertes découlant de la réévaluation à la valeur du marché au poste « Autres produits, montant net » dans les états des résultats consolidés.

Siège social

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

	Trois mois clos les	Trois mois clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31	décembre		31 décembre
en millions de dollars	2023	2022	2023		2022
Charges d’exploitation1)	7 $	20 $	73	$	83 $
Intérêts débiteurs	88	79	329		278
Recouvrement d’impôts sur les bénéfices	(25)	(35)	(111)		(109)
Dividendes sur actions privilégiées	18	16	66		63
Décision relative à TGH, après impôts et	-	(45)	-		(45)
frais juridiques
Autres2), 3)	3	2	(1)		(3)
Perte nette ajustée du siège social4)	(91) $	(37) $	(356)	$	(267) $

1) Le poste « Charges d’exploitation » comprend les charges d’exploitation et d’entretien et charges générales ainsi que l’amortissement.

2) Le poste « Autres » comprend les profits et pertes de change réalisés sur des couvertures visant à atténuer le risque lié au bénéfice des unités d’exploitation libellé en dollars américains.

3) Comprend une perte nette réalisée avant impôts de 4 millions de dollars (3 millions de dollars après impôts) pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (perte nette avant impôts de 5 millions de dollars et perte de 4 millions de dollars après impôts en 2022) et une perte nette avant impôts de 11 millions de dollars (8 millions de dollars après impôts) pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (perte nette avant impôts de 6 millions de dollars et perte après impôts de 5 millions de dollars en 2022) sur les couvertures de change, tel qu’il est mentionné ci-dessus.

4) Exclut un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché de 15 millions de dollars après impôts pour le trimestre clos le 31 décembre 2023 (un gain après impôts de 9 millions de dollars en 2022) et un gain découlant de la réévaluation à la valeur du marché de 20 millions de dollars après impôts pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 (une perte de 12 millions de dollars après impôts en 2022).

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.

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 d’environ 9 milliards de dollars pour la période de 2024 à 2026, avec des investissements en immobilisations supplémentaires d’environ 2 milliards de dollars étant possibles au cours de cette même période. Les dépenses en immobilisations des services publics réglementés d’Emera sont assujetties à l’approbation des organismes de réglementation.

Emera prévoit utiliser les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation, les capitaux d’emprunt obtenus par les services publics, les capitaux propres et le produit tiré de certaines ventes d’actifs 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. En règle générale, 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 RRD et des programmes 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 5,3 milliards de dollars, dont environ 2,3 milliards de dollars étaient non prélevés et disponibles au 31 décembre 2023. Au 31 décembre 2023, la société détenait un solde de trésorerie de 588 millions de dollars. Se reporter à la rubrique « Gestion de la dette » ci-après pour plus de précisions. Se reporter aux notes 23 et 25 afférentes aux états financiers consolidés pour plus de précisions sur les facilités de crédit.

Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants

Les variations importantes survenues aux états consolidés des flux de trésorerie entre les exercices clos les 31 décembre 2023 et 2022 comprennent :

en millions de dollars	2023	2022	Variation
Trésorerie et équivalents de trésorerie et liquidités soumises	332 $	417 $	(85) $
à restrictions à l’ouverture de la période
Liés à ce qui suit :
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant	2 336	1 147	1 189
la variation du fonds de roulement
Variationdufonds deroulement	(95)	(234)	139
Activités d’exploitation	2 241 $	913 $	1 328 $
Activités d’investissement	(2 917)	(2 569)	(348)
Activités de financement	939	1 555	(616)
Incidence des taux de change sur la trésorerie, les équivalents	(7)	16	(23)
de trésorerie et les liquidités soumises à restrictions
Trésorerie, équivalents de trésorerie et liquidités soumises	588 $	332 $	256 $
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 augmenté de 1 328 millions de dollars pour s’établir à 2 241 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, comparativement à 913 millions de dollars pour 2022.

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation avant la variation du fonds de roulement ont augmenté de 1 189 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023. Cette augmentation est attribuable à une hausse des recouvrements au titre de la clause visant le combustible et aux variations favorables du solde de la réserve en cas de tempête à TEC, à une diminution des charges liées au combustible pour la production d’électricité et l’achat d’électricité à NSPI découlant de la diminution de la provision du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse et à une distribution reçue du partenariat LIL. Ces facteurs ont été partiellement contrebalancés par une diminution des passifs réglementaires attribuable au règlement de couverture du gaz de NMGC en 2022 et la décision relative à TGH rendue en 2022.

Les variations du fonds de roulement ont entraîné une augmentation de 139 millions de dollars des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation pour l’exercice clos le 31 décembre 2023. Cette augmentation est attribuable aux variations favorables des débiteurs à NMGC attribuable au règlement de sa couverture du gaz en 2022, aux variations favorables des positions de la garantie en trésorerie à Emera Energy, aux variations favorables des stocks de gaz naturel à EES en 2023 et au paiement anticipé exigé d’impôts sur les bénéfices et des intérêts connexes en 2022 à NSPI. Ces augmentations ont été contrebalancées par le calendrier des paiements des créditeurs à NSPI, à TEC et à NMGC, par les variations défavorables des positions de la garantie en trésorerie à NSPI et par une baisse des charges à payer en lien avec la conformité aux exigences en matière d’émissions du programme de plafonnement et d’échange d’émissions de la Nouvelle-Écosse à NSPI.

Flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités d’investissement ont augmenté de 348 millions de dollars, s’établissant à 2 917 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, en comparaison de 2 569 millions de dollars pour 2022. L’augmentation s’explique par une hausse des dépenses en immobilisations en 2023.

Les dépenses en immobilisations, y compris la PFUPC, se sont élevées à 2 976 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, contre 2 646 millions de dollars pour 2022. Les dépenses en immobilisations par secteur pour 2023 se détaillent comme suit :

1 771 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité de la Floride (1 481 millions de dollars en 2022);
461 millions de dollars pour le secteur Services publics d’électricité canadiens (518 millions de dollars en 2022);
673 millions de dollars pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure (578 millions de dollars en 2022);
63 millions de dollars pour le secteur Autres services publics d’électricité (63 millions de dollars en 2022);
8 millions de dollars pour le secteur Autres (6 millions de dollars en 2022).

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

Les flux de trésorerie nets provenant des activités de financement ont diminué de 616 millions de dollars, s’établissant à 939 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, comparativement à 1 555 millions de dollars pour 2022. Cette diminution est attribuable à la baisse du produit de la dette à court terme à TEC, à l’augmentation des remboursements sur la dette à court terme à TECO Finance et à Emera et à l’augmentation des remboursements sur les facilités de crédit engagées à NSPI. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par le produit de la dette à long terme à PGS et à NSPI, par le remboursement de la dette à long terme à TEC en 2022 et par l’augmentation des émissions d’actions ordinaires.

Fonds de roulement

Au 31 décembre 2023, la trésorerie et les équivalents de trésorerie d’Emera se chiffraient à 567 millions de dollars (310 millions de dollars en 2022) et l’investissement d’Emera dans son fonds de roulement hors trésorerie s’établissait à 831 millions de dollars (1 173 millions de dollars en 2022). Sur le montant de la trésorerie et des équivalents de trésorerie détenu au 31 décembre 2023, une tranche de 482 millions de dollars était détenue par les filiales étrangères d’Emera (250 millions de dollars en 2022). Une partie de ce montant a été investie dans des pays qui exercent un certain contrôle des changes et exigent l’obtention d’autorisations et l’application de procédures pour le rapatriement de fonds. Les fonds sont disponibles pour le financement d’activités locales et de besoins locaux en capital, à moins d’un rapatriement.

Obligations contractuelles

Au 31 décembre 2023, 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	2024	2025	2026	2027	2028	suite	Total
Capital de la dette à long terme	1 670 $	264 $	3 047 $	666 $	525 $ 12 318 $ 18 490 $
Obligations liées au paiement	836	807	719	626	587	7 438	11 013
des intérêts1)
Transport2)	696	495	405	388	338	2 597	4 919
Achat d’électricité3)	274	249	263	312	312	3 435	4 845
Approvisionnement en combustible et en	556	215	62	-	5	-	838
gaz naturel et stockage
Projets d’investissement	778	111	70	1	-	-	960
Obligations liées à la mise hors service	10	2	1	1	2	407	423
d’immobilisations
Obligations au titre des prestations de	28	29	38	47	32	155	329
retraite et des avantages postérieurs au
départ à la retraite4)
Engagements au titre des placements	240	-	-	-	-	-	240
dans des sociétés satellites5)
Autres	154	147	56	46	35	221	659
	5 242$	2 319 $	4 661 $	2 087$	1 836 $ 26 571$ 42 716 $

1) Les paiements d’intérêts futurs sont calculés d’après l’hypothèse selon laquelle aucune dette ne sera remboursée avant l’échéance. En ce qui concerne les titres d’emprunt assortis de taux variables, l’intérêt est calculé pour toutes les périodes futures selon les taux en vigueur au 31 décembre 2023, 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 134 millions de dollars relativement à un contrat de transport de gaz entre PGS et SeaCoast jusqu’en 2040. 3) Exigence annuelle d’acheter de la production d’électricité provenant de PEI ou d’autres services publics sur une durée de contrat variable.

4) 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 des apports en capital dans LIL dans le cadre d’un ajustement de l’investissement réalisé en 2024 et à maintenir les apports en immobilisations de maintien tout au long de la durée du partenariat. 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, qui devraient s’élever à environ 240 millions de dollars en 2024. En outre, Emera s’est engagée à fournir des apports en capital de maintien dans le projet LIL pour les dépenses en immobilisations courantes et les travaux d’entretien majeurs.

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 rendu sa décision et l’ordonnance du conseil, dans lesquelles elle approuve la demande de NSPML à l’égard de la base tarifaire pour un montant d’environ 1,8 milliard de dollars. En décembre 2023, la Régie a approuvé la perception d’un montant pouvant aller jusqu’à 164 millions de dollars de NSPI pour le recouvrement des coûts du lien maritime en 2024. 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.

La construction du projet LIL est terminée, et l’exploitant du réseau d’électricité de la province de Terre-Neuve ( Newfoundland Electrical System Operator ) a confirmé que l’actif fonctionnait de manière adéquate pour assurer un fonctionnement fiable du réseau et une pleine fonctionnalité à 700 MW, ce qui a été validé par l’ingénieur indépendant du gouvernement du Canada qui a délivré son certificat de mise en service le 13 avril 2023.

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 depuis le 15 août 2021, 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.

Dépenses en immobilisations consolidées prévues

Pour 2024, les dépenses en immobilisations consolidées prévues s’établissent comme suit :

			Services
	Services	Services	publics de	Autres
	publics	publics	gaz naturel	services
	d’électricité	d’électricité	et infra-	publics
en millions de dollars	de la Floride	canadiens	structure	d’électricité	Autres	Total
Production d’électricité	266 $	143 $	-$	30 $	-$	439 $
Nouvelle production d’énergie	280	-	-	-	-	280
renouvelable
Transport d’électricité	119	88	-	-	-	207
Distribution d’électricité	496	142	-	58	-	696
Transport et distribution de gaz naturel	-	-	566	-	-	566
Installations,matériel,véhicules et autres	567	63	51	17	4	702
	1 728$	436 $	617 $	105$	4 $	2 890$

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
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	Échéances	Facilités de crédit	Portion prélevée	prélevée et disponible
Emera – Facilité de crédit renouvelable engagée	Juin 2027	900 $	265 $	635$
nongarantie
TEC (en $ US) – Facilité de crédit renouvelable	Décembre 2026	800	707	93
engagée nongarantie
NSPI – Facilité de crédit renouvelable engagée	Décembre 2027	800	332	468
nongarantie
Emera – Facilité non renouvelable nongarantie	Décembre 2024	400	400	-
Emera – Facilité non renouvelable nongarantie	Février 2024	400	200	200
Emera – Facilité non renouvelable nongarantie	Août 2024	400	400	-
TECO Finance (en $ US) – Facilité de crédit	Décembre 2026	400	185	215
renouvelable engagée nongarantie
NSPI – Facilité non renouvelable nongarantie	Juillet 2024	400	400	-
PGS (en $ US) – Facilité renouvelable	Décembre 2028	250	55	195
nongarantie
TEC (en $ US) – Facilité renouvelable	Février 2024	200	-	200
nongarantie
TEC (en $ US) – Facilité renouvelable	Avril 2024	200	-	200
nongarantie
NMGC (en $ US) – Facilité de crédit renouvelable	Décembre 2026	125	21	104
nongarantie
NMGC (en $ US) – Facilité non renouvelable	Mars 2024	23	23	-
nongarantie
Autre (en $ US) – Facilités de crédit	Diverses	21	6	15
renouvelables engagées nongaranties

Emera et ses filiales sont assujetties à certaines clauses financières et autres clauses restrictives visant leur dette et leurs facilités de crédit. Les clauses restrictives donnent lieu à des tests réguliers et la société respecte leurs exigences au 31 décembre 2023. La principale clause restrictive touchant Emera est présentée ci-dessous :

est présentée ci-dessous :
	Clause restrictive de
	nature financière	Exigence	Au	31 décembre 2023
Emera
Facilités de crédit consortial	Ratio de la dette sur le capital	Ratio maximal de 0,70 sur 1		0,57:1

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

Services publics d’électricité de la Floride

Le 30 janvier 2024, TEC a émis des obligations non garanties de premier rang totalisant 500 millions de dollars américains, qui portent intérêt à un taux de 4,90 pour cent et qui arrivent à échéance le 1[er] mars 2029. Le produit de l’émission a été affecté principalement au remboursement de l’encours des emprunts à court terme contractés en vertu de de la facilité de crédit d’une durée de cinq ans. Par conséquent, une tranche de 497 millions de dollars américains d’emprunts à court terme remboursés ont été classés dans la dette à long terme au 31 décembre 2023.

Le 24 novembre 2023, TEC a remboursé sa facilité non renouvelable non garantie de 400 millions de dollars américains, qui est arrivée à échéance le 13 décembre 2023.

Le 3 avril 2023, TEC a conclu une facilité de crédit renouvelable non garantie de premier rang de 200 millions de dollars américains d’une durée de 364 jours qui arrive à échéance le 1[er] avril 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 à un taux d’intérêt variable fondé sur le taux de financement à terme à un jour garanti ( Secured Overnight Financing Rate (« SOFR »)), le taux préférentiel de Wells Fargo, le taux des fonds fédéraux ou le SOFR à un mois, majoré d’une marge. Le produit tiré de cette facilité sera affecté aux frais généraux de la société.

Le 1[er] mars 2023, TEC a conclu une facilité de crédit renouvelable non garantie de premier rang de 200 millions de dollars américains d’une durée de 364 jours qui arrive à échéance le 28 février 2024. La facilité de crédit prévoit les engagements et garanties, les cas de défaut et les clauses financières et autres clauses d’usage, et les montants prélevés sur la facilité portent intérêt à un taux d’intérêt variable fondé sur le SOFR, le taux préférentiel de la Banque de Nouvelle-Écosse, le taux des fonds fédéraux ou le SOFR à un mois, majoré d’une marge. Le produit tiré de cette facilité a été affecté aux frais généraux de la société.

Services publics d’électricité canadiens

Le 24 mars 2023, NSPI a émis des billets non garantis d’une valeur de 500 millions de dollars. L’émission comprenait des billets non garantis d’une valeur de 300 millions de dollars portant intérêt à 4,95 pour cent et arrivant à échéance le 15 novembre 2032, ainsi que des billets non garantis d’une valeur de 200 millions de dollars portant intérêt à 5,36 pour cent et arrivant à échéance le 24 mars 2053. Le produit de ces émissions a été ajouté aux fonds généraux de la société et affecté principalement au refinancement de la dette existante, au financement des dépenses en immobilisations et aux frais généraux de la société.

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Le 19 décembre 2023, PGS a émis des obligations de premier rang pour un montant de 925 millions de dollars américains. L’émission des obligations de premier rang comprenait des billets de premiers rang en dollars américains totalisant 350 millions de dollars, qui portent intérêt à un taux de 5,42 pour cent et arrivent à échéance le 19 décembre 2028, des obligations de premier rang totalisant 350 millions de dollars américains, qui portent intérêt à un taux de 5,63 pour cent et arrivent à échéance le 19 décembre 2033 et des obligations de premier rang totalisant 225 millions de dollars, qui portent intérêt à un taux de 5,94 pour cent et arrivent à échéance le 19 décembre 2053. Le produit de ces émissions a été utilisé pour régler les accords de prêts intersociétés conclus avec TEC à l’égard des actifs et des passifs transférés à PGS dans le cadre de la réorganisation de la division gaz de TEC, avec prise d’effet le 1[er] janvier 2023.

Le 1[er] décembre 2023, PGS a conclu avec un groupe de banques une facilité de crédit renouvelable non garantie de premier rang d’un montant de 250 millions de dollars américains, qui arrive à échéance le 1[er] décembre 2028. PGS a la possibilité de demander aux prêteurs d’augmenter leurs engagements au titre de la facilité de crédit jusqu’à 100 millions de dollars américains au total, sous réserve de l’obtention de l’accord des prêteurs participants. 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 de crédit portent intérêt au taux des acceptations bancaires ou au taux préférentiel, majoré d’une marge. Le produit de ces facilités sera affecté aux frais généraux de la société.

Le 19 octobre 2023, NMGC a émis des billets de premier rang non garantis pour un montant de 100 millions de dollars américains, portant intérêt au taux de 6,36 pour cent et arrivant à échéance le 19 octobre 2033. Le produit de l’émission a été utilisé pour rembourser des emprunts à court terme.

Autres services publics d’électricité

Le 24 mai 2023, GBPC a émis un emprunt à terme non renouvelable de 28 millions de dollars américains, portant intérêt au taux de 4,00 pour cent et arrivant à échéance le 24 mai 2028. Le produit de cette émission a été utilisé pour rembourser l’obligation de 28 millions de dollars américains de GBPC, qui est arrivée à échéance en mai 2023.

Autres

Le 16 décembre 2023, Emera a modifié sa facilité non renouvelable non garantie de 400 millions de dollars afin de reporter sa date d’échéance du 16 décembre 2023 au 16 décembre 2024. Aucune autre modification notable n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 18 août 2023, Emera a conclu une facilité à terme non renouvelable de 400 millions de dollars qui arrive à échéance le 19 février 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 facilité sera affecté aux frais généraux de la société. [Le 16 février 2024, Emera a prolongé la durée de cette convention de manière à en reporter l’échéance au 19 février 2025].

Le 30 juin 2023, Emera a modifié sa facilité de crédit non renouvelable non garantie de 400 millions de dollars afin d’en reporter l’échéance pour la faire passer du 2 août 2023 au 2 août 2024. Aucune autre modification n’a été apportée aux modalités commerciales de la convention précédente.

Le 2 mai 2023, Emera a émis des billets de premier rang non garantis d’une valeur de 500 millions de dollars portant intérêt à 4,84 pour cent et arrivant à échéance le 2 mai 2030. Le produit de cette émission a servi à rembourser les obligations non garanties à taux fixe d’Emera d’une valeur de 500 millions de dollars qui sont arrivées à échéance en juin 2023.

Cotes de crédit

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

	Fitch	S&P		Moody’s	DBRS
EmeraInc.	BBB(négative)	BBB-(négative)	Baa3	(négative)	s.o.
TEC	A(négative)	BBB+ (négative)	A3	(négative)	s.o.
PGS1)	A (négative)	s.o.		s.o.	s.o.
NMGC	BBB+ (négative)	s.o.		s.o.	s.o.
NSPI	s.o.	BBB-(négative)		s.o.	BBB(élevée) (stable)

1) Le 10 novembre 2023, Fitch Ratings (« Fitch ») a attribué pour la première fois à PGS une cote de défaut de l’émetteur à long terme de A- et une cote d’instrument de A pour ses placements privés d’obligations non garanties de premier rang.

Titres de créance garantis

Au 31 décembre 2023, la société avait 2,75 milliards de dollars américains (2,75 milliards de dollars américains en 2022) de billets non garantis de premier rang (les « billets américains ») en circulation.

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

Conformément à la règle 13-01 du règlement S-X, la société inclut des informations financières résumées pour Emera, Emera US Holdings Inc. et Emera US Finance LP (collectivement, le « groupe des emprunteurs »), sur une base combinée après que les opérations et les soldes entre les entités combinées ont été éliminés. Les investissements dans les filiales non garantes et la quote-part du bénéfice de ces dernières ont été exclus des informations financières résumées.

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

État des résultats condensé (perte)

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

	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
en millions de dollars	2023	2022
Perte d’exploitation	(62) $	(73) $
Profits nets(pertes nettes)1)	349 $	(131) $

1) Comprend un montant net de produits d’intérêts et de dividendes de 750 millions de dollars (262 millions de dollars en 2022) reçu de filiales non garantes.

Bilan consolidé condensé

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

		Aux 31 décembre	Aux 31 décembre
en millions de dollars	2023		2022
Actif à court terme1)	223	$	172 $
Goodwill	5 871		6 012
Autres actifs2)	6 243		6 402
Total de l’actif3)	12 337	$	12 586 $
Passif à court terme4)	1 451	$	1 903 $
Passif à long terme5)	6 815		6 431
Total dupassif	8 266	$	8 334$

1) Comprend un montant de 179 millions de dollars (144 millions de dollars en 2022) à recevoir de filiales non garantes.

2) Comprend un montant de 5 941 millions de dollars (6 058 millions de dollars en 2022) à recevoir de filiales non garantes.

3) Compte non tenu des investissements dans des filiales non garantes. Le total de l’actif consolidé d’Emera s’élève à 39 480 millions de dollars (39 742 millions de dollars en 2022).

4) Comprend un montant de 411 millions de dollars (392 millions de dollars en 2022) à payer à des filiales non garantes.

5) Comprend un montant de 619 millions de dollars (769 millions de dollars en 2022) à payer à des filiales non garantes.

Informations sur les actions en circulation

Actions ordinaires

Actions ordinaires
	millions	millions
Émises et en circulation :	d’actions	de dollars
Solde au 31 décembre 2022	269,95	7 762 $
Émission d’actions ordinaires aux termes du programme ACM1)	8,29	397
Émises aux termes du RRD, déduction faite des escomptes	5,26	272
Options exercées aux termes d’un régime d’options d’achat d’actions	0,62	31
à l’intention des cadres supérieurs et régime d’achat d’actions à l’intention des
employés
Solde au 31 décembre 2023	284,12	8 462 $

1) Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2023, 8 287 037 actions ordinaires ont été émises dans le cadre du programme ACM d’Emera au prix moyen de 48,27 $ l’action, pour un produit brut de 400 millions de dollars (397 millions de dollars déduction faite des frais d’émission après impôts). Au 31 décembre 2023, une limite de ventes brutes globale de 200 millions de dollars était toujours disponible aux fins d’émission aux termes du programme ACM.

Au 20 février 2024, 285,8 millions d’actions ordinaires étaient émises et en circulation.

Si toutes les options d’achat d’actions en cours avaient été converties au 20 février 2024, 3,1 millions d’actions ordinaires supplémentaires seraient émises et en circulation.

Programme ACM

Le 3 octobre 2023, Emera a déposé un prospectus préalable de base simplifié en vue principalement de soutenir le renouvellement, au quatrième trimestre de 2023, de son programme ACM dans le cadre duquel elle sera autorisée à émettre de temps à autre, à son gré, des actions ordinaires à même le capital non émis au prix du marché en vigueur, jusqu’à concurrence de 600 millions de dollars. Ce programme ACM devrait rester en vigueur jusqu’au 4 novembre 2025.

Actions privilégiées

Au 20 février 2024, 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.

Le 6 juillet 2023, Emera a annoncé qu’elle ne rachèterait pas les 10 millions d’actions privilégiées à taux rajusté et à dividende cumulatif de série C en circulation (les « actions de série C ») ni les 12 millions d’actions privilégiées de premier rang à taux rajusté minimal et à dividende cumulatif de série H en circulation (les « actions de série H ») le 15 août 2023.

Le 4 août 2023, Emera a annoncé qu’après avoir pris en compte tous les avis de conversion reçus des porteurs, aucune action de série C n’a été convertie en actions privilégiées de premier rang à taux variable et à dividende cumulatif de série D et qu’aucune action de série H n’a été convertie en actions privilégiées de premier rang à taux variable et à dividende cumulatif de série I. Les porteurs d’actions de série C ont le droit de recevoir un dividende de 6,434 pour cent par année sur les actions de série C au cours de la période de cinq ans commençant le 15 août 2023 et se terminant le 14 août 2028 (inclusivement) (0,40213 $ par action de série C par trimestre). Les porteurs d’actions de série H ont le droit de recevoir un dividende de 6,324 pour cent par année sur les actions de série H au cours de la période de cinq ans commençant le 15 août 2023 et se terminant le 14 août 2028 (inclusivement) (0,39525 $ par action de série H par trimestre).

CAPITALISATION DES RÉGIMES DE RETRAITE

Aux fins de capitalisation, Emera établit les cotisations requises à ses principaux régimes de retraite à prestations déterminées en fonction d’une valeur de l’actif lissée. Cette méthode réduit la volatilité relative à l’exigence de financement en numéraire, étant donné que l’incidence des gains et des pertes de placement est constatée sur une période de trois ans. Les flux de trésorerie prévus pour les régimes de retraite à prestations déterminées s’élèvent à 34 millions de dollars en 2024 (42 millions de dollars en 2023). Toutes les cotisations aux régimes de retraite sont déductibles d’impôt et seront financées à l’aide des flux de trésorerie d’exploitation.

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

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

Les cotisations projetées d’Emera aux régimes de retraite à prestations déterminées sont de 46 millions de dollars en 2024 (45 millions de dollars en 2023).

Résumé des régimes de retraite à prestations déterminées

en millions de dollars
Régimes par région	TECO Energy	NSPI	Caraïbes	Total
Actifs au 31 décembre 2023	907 $	1 381 $	10 $	2 298 $
Obligation comptable au 31 décembre 2023	896 $	1 361 $	16 $	2 273 $
Charge (produit) comptable au cours de	4 $	(16) $	1 $	(11) $
l’exercice 2023

Instruments hors bilan

Désendettement

Depuis la privatisation en 1992, NSPI est responsable d’un portefeuille de titres de désendettement, qui permet d’assurer les versements de capital et d’intérêt des titres liés à la dette remboursée, laquelle totalisait 200 millions de dollars au 31 décembre 2023 (200 millions de dollars en 2022). Les titres sont détenus en fiducie pour le compte d’une société d’État de la Nouvelle-Écosse. Environ 66 pour cent du portefeuille de titres de désendettement consiste en des placements dans la dette connexe, ce qui élimine tous les risques liés à cette tranche du portefeuille.

Garanties et lettres de crédit

Emera affiche des garanties et lettres de crédit en circulation pour le compte de tiers. Les garanties et lettres de crédit importantes suivantes ne figurent pas aux bilans consolidés au 31 décembre 2023 :

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

TECO Energy a émis une garantie relativement au respect des obligations 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.

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.

NSPI a émis des garanties d’un montant de 104 millions de dollars américains (119 millions de dollars américains en 2022) au nom de sa filiale, NS Power Energy Marketing Incorporated qui ont des durées variables.

La société détient des lettres de crédit et de cautionnement d’un montant de 103 millions de dollars américains (145 millions de dollars américains au 31 décembre 2022) de tiers qui ont accordé un crédit à Emera et à ses filiales. Ces lettres de crédit et de cautionnement ont habituellement une durée d’un an et elles sont renouvelées chaque année, au besoin.

Emera Inc. détient, au nom de NSPI, une lettre de crédit visant à garantir ses obligations aux termes d’un régime de retraite complémentaire. La date d’échéance de cette lettre de crédit a été reportée à juin 2024. Au 31 décembre 2023, le montant engagé s’élevait à 56 millions de dollars (63 millions de dollars au 31 décembre 2022).

RATIO DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES

Emera a fourni des prévisions de croissance annuelle des dividendes de quatre pour cent à cinq pour cent jusqu’en 2026. La société vise un ratio de distribution du bénéfice net ajusté à long terme de 70 à 75 pour cent et, bien que le ratio de distribution soit susceptible de dépasser cette cible au cours de la période de prévision et au-delà, il est prévu qu’il reviendra à cette fourchette avec le temps. Le dividende sur les actions ordinaires d’Emera s’est élevé à 2,7875 $ par action ordinaire en 2023 (0,6900 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,7175 $ au quatrième trimestre) et à 2,6775 $ par action ordinaire en 2022 (0,6625 $ aux premier, deuxième et troisième trimestres et 0,6900 $ au quatrième trimestre), ce qui représente un ratio de distribution de 78 pour cent pour 2023 (75 pour cent en 2022) et un ratio de distribution du bénéfice net ajusté de 94 pour cent pour 2023 (83 pour cent en 2022).

Le 20 septembre 2023, le conseil d’administration d’Emera a approuvé une augmentation du taux de dividende annuel sur les actions ordinaires, le faisant passer de 2,76 $ à 2,87 $ par action ordinaire. Le premier versement des dividendes trimestriel au taux augmenté a été effectué le 15 novembre 2023.

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 celles à tarifs réglementés conformément aux normes comptables pour les entités à tarifs réglementés. Tous les montants significatifs ont été calculés selon les modalités de crédit et d’intérêt habituelles.

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

Les transactions entre NSPI et NSPML se rapportant à l’évaluation rendue au sujet du lien maritime sont comptabilisées dans les états des résultats consolidés. Les charges de NSPI sont comptabilisées au poste « Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité », et totalisent 163 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (157 millions de dollars en 2022). NSPML est comptabilisée à titre de placement dans des sociétés satellites et, par conséquent, le bénéfice correspondant lié aux produits qui en découlent est présenté dans la quote-part du bénéfice des placements dans des sociétés satellites. Se reporter aux rubriques « Services publics d’électricité canadiens — ENL » sous « Survol de l’entreprise et perspectives commerciales » et « Obligations contractuelles » pour plus de précisions.
Les achats liés à la capacité de transport du gaz naturel de M&NP sont comptabilisés dans les états des résultats consolidés. Les achats provenant de M&NP, dont le montant net est comptabilisé dans les produits d’exploitation non réglementés, se sont établis à 14 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (9 millions de dollars en 2022).

Au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022, aucun montant important à recevoir ou à payer entre Emera et ses entreprises associées n’était comptabilisé dans les bilans consolidés d’Emera.

RISQUE D’ENTREPRISE ET GESTION DU RISQUE

Emera dispose d’un processus de gestion des risques à l’échelle de l’entreprise, sous la surveillance du comité de gestion des risques et la supervision du conseil, permettant d’assurer leur gestion uniforme et cohérente. Le comité de gestion des risques de la direction surveille certaines activités de gestion des risques auxquels est exposée Emera afin de veiller à ce que de tels risques soient identifiés, évalués, surveillés et soumis à des contrôles appropriés.

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

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

Risque lié à la réglementation et risque politique

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

En tant qu’entreprises de services publics réglementées axées sur le coût du service ayant une obligation de servir leur clientèle, les entreprises de services publics d’Emera exercent leurs activités en vertu de cadres réglementaires officiels et doivent obtenir, auprès de leurs organismes de réglementation respectifs, une approbation réglementaire afin de modifier les tarifs et/ou les clauses, ou d’en ajouter. Emera détient également des placements dans des sociétés satellites sur lesquelles elle exerce une influence notable et qui sont exposées au risque lié à la réglementation et au risque politique, dont NSPML, LIL et M&NP. Les redevances de Brunswick Pipeline, à titre de pipeline du groupe II réglementé, sont régies par l’ONE en fonction des plaintes, par opposition au processus d’approbation réglementaire décrit ci-dessus. En l’absence de plainte, la RCE n’effectue pas, en temps normal, d’examen détaillé des redevances de Brunswick Pipeline, qui font l’objet d’une entente de services ferme, venant à échéance en 2034, avec Repsol Energy North America Canada Partnership.

Les organismes de réglementation administrent les cadres réglementaires couvrant les aspects importants des activités liées aux services publics, y compris les tests basés sur le marché en vue de déterminer les tarifs et les avenants pour les clients appropriés, les RCP sous-jacents autorisés, les structures du capital présumées, les dépenses en immobilisations, les modalités et conditions de la prestation du service, les normes de rendement et les opérations entre sociétés affiliées. Les organismes de réglementation examinent également la prudence des coûts et d’autres décisions qui ont une incidence sur les tarifs des clients et la fiabilité du service et s’efforcent de garantir la santé financière du service public dans l’intérêt des clients. Les coûts et les investissements peuvent être récupérés sur approbation de l’organisme de réglementation concerné sous la forme d’un ajustement des tarifs ou des avenants, ou des deux, ce qui nécessite normalement un processus d’audience publique ou peut être mandaté par d’autres organismes gouvernementaux. Au cours des audiences publiques, des consultants et des représentants de la clientèle examinent minutieusement les coûts, les mesures et les plans de ces entreprises à tarifs réglementés, et leurs organismes de réglementation respectifs décident s’ils autorisent le recouvrement et l’ajustement des tarifs, compte tenu des éléments de preuve présentés et de tout élément de preuve contradictoire présenté par les autres parties. Dans certains cas, d’autres organismes gouvernementaux peuvent avoir une influence sur l’établissement des tarifs. Les décisions réglementaires, les changements législatifs et les retards prolongés dans le recouvrement des coûts ou des actifs réglementaires pourraient entraîner une diminution de l’accessibilité tarifaire pour les clients et avoir une incidence significative sur Emera et ses entreprises de services publics.

Les services publics d’Emera gèrent ce risque par la communication transparente de renseignements à l’organisme de réglementation, la consultation continue des parties intéressées et des gouvernements ainsi que des discussions multipartites portant sur des aspects tels que les activités de services publics, les audits liés à la réglementation, le dépôt des demandes de hausse tarifaire et les plans d’investissement. Les filiales s’efforcent d’établir des relations axées sur la collaboration avec les organismes de réglementation, y compris les représentants des clients, à la fois par leur approche en matière de dépôts de documents et par des efforts supplémentaires en organisant des conférences techniques et en procédant, au besoin, à des règlements négociés.

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

Emera ne peut pas prédire les futurs changements législatifs, politiques ou réglementaires, qu’ils soient causés par des facteurs économiques, politiques ou autres, et elle ne peut pas prédire non plus la mesure dans laquelle elle saura y répondre promptement et efficacement ni l’ampleur des coûts de conformité qui en découleront. L’ingérence du gouvernement dans le processus réglementaire peut nuire à la stabilité, à la prévisibilité et à l’indépendance en matière de réglementation et pourrait avoir une incidence négative significative sur la société.

Risque lié aux changements climatiques mondiaux

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

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

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

Effets physiques :

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

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

Réputation :

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

Chaîne d’approvisionnement :

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

Assurance :

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

Politiques :

Des initiatives gouvernementales et réglementaires, notamment des normes imposées relativement aux émissions de gaz à effet de serre, aux émissions atmosphériques et à la composition des sources de production, sont proposées et adoptées dans de nombreux territoires en réponse aux préoccupations concernant les effets du changement climatique. Dans certains territoires, la politique gouvernementale a prévu des délais pour la fermeture obligatoire des installations de production de charbon, l’augmentation du pourcentage d’électricité produite à partir de sources renouvelables, la tarification du carbone, les limites d’émissions et les mécanismes de plafonnement et d’échange. À moyen et à long terme, cela pourrait entraîner l’assujettissement d’une partie importante des infrastructures d’hydrocarbures à une réglementation et à des limites supplémentaires relativement aux émissions de GES et aux activités d’exploitation. La société est assujettie aux exigences législatives et réglementaires liées au climat et à l’environnement. De telles initiatives législatives et réglementaires pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités et le rendement financier d’Emera. Se reporter aux rubriques « Risque lié à la réglementation et risque politique » et « Modifications apportées aux lois environnementales ». La société cherche à atténuer ces risques en dialoguant activement avec les gouvernements et les organismes de réglementation afin de poursuivre des stratégies de transition qui répondent aux besoins des clients, des parties prenantes et de la société. NSPI a notamment participé à la négociation d’accords d’équivalence en Nouvelle-Écosse afin d’assurer une transition abordable vers une production d’électricité à plus faible émission de carbone. Les accords d’équivalence permettent à NSPI de se conformer aux règlements fédéraux relatifs aux émissions de GES en respectant les exigences législatives et réglementaires provinciales, qui sont considérées comme équivalentes. Rien ne garantit que ces accords d’équivalence seront renouvelés ou demeureront en vigueur au cours des périodes à venir.

Réglementation :

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

Questions d’ordre juridique :

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

Ressources en eau :

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

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

Risque lié aux conditions météorologiques

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

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

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

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

Les vents violents et l’absence de précipitations augmentent le risque de feux de forêt résultant de l’infrastructure de la société ou dont la société pourrait être responsable d’une autre manière. Le risque de feux de forêt est atténué principalement par l’entremise de programmes de gestion des actifs pour les activités de transport et de distribution du gaz naturel et par des programmes de gestion de renforcement contre les tempêtes et de gestion de la végétation sur les sites des installations de transport et de distribution d’électricité, mais rien ne garantit que ces mesures atténueront totalement le risque. Si elle est reconnue responsable d’un tel incendie, la société pourrait devoir assumer des coûts et subir des pertes et des dommages importants, qui ne pourraient pas être recouvrés, en totalité ou en partie, auprès de ses assureurs ou au moyen de démarches juridiques, du recouvrement des coûts par voie réglementaire ou d’autres processus. Si ces coûts n’étaient pas recouvrés par ces moyens, ils pourraient avoir une incidence importante sur les activités d’Emera, son accès au capital, sa situation financière et ses résultats d’exploitation, notamment quant à sa réputation auprès des clients, des autorités réglementaires, des gouvernements et des marchés financiers. Il en résulterait notamment des coûts liés à l’extinction des incendies, à la régénération, à la valeur du bois, à l’augmentation des coûts d’assurance et aux dommages et pertes subis par des tiers.

Modifications apportées aux lois environnementales

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

Les modifications apportées aux normes relatives aux GES et à celles relatives aux émissions atmosphériques pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités et le rendement financier d’Emera.

Le gouvernement de la Nouvelle-Écosse et le gouvernement du Canada ont tous deux présenté des projets de loi ou promulgué des mesures législatives comprenant des objectifs de zéro émission nette de GES d’ici 2050. Le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a établi des objectifs quant au pourcentage de sources d’énergie renouvelable contenu dans la composition des sources de production de NSPI et aux réductions d’émissions de GES, ainsi que l’objectif d’éliminer progressivement la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030. Si ces objectifs n’étaient pas atteints d’ici 2030, cela pourrait entraîner d’importantes amendes, pénalités et autres sanctions et nuire à la réputation de la société. NSPI continue de travailler avec les gouvernements provinciaux et fédéral sur les mesures à prendre pour chercher à atteindre leurs objectifs de réduction des émissions de carbone. Au sein des services publics de gaz naturel d’Emera, des efforts sont déployés en permanence pour réduire les émissions de méthane et de dioxyde de carbone en remplaçant les infrastructures vieillissantes, en améliorant l’efficacité de l’exploitation, en optimisant la chaîne opérationnelle et la chaîne d’approvisionnement, en mettant en œuvre des projets de gaz naturel renouvelable et en soutenant les initiatives de politique publique visant à lutter contre les effets du changement climatique.

En 2023, la United States Environmental Protection Agency a proposé de nouvelles normes d’émission de carbone pour les centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles et le gouvernement du Canada a publié le projet de règlement sur l’électricité propre qui propose de limiter la production d’électricité à partir de gaz naturel. Tant que les règlements définitifs n’auront pas été publiés, l’incidence sur la société et ses activités demeure incertaine.

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

Les substances perfluoroalkylées et polyfluoroalkylées (« SPFA ») sont des produits chimiques fabriqués par l’humain qui sont largement utilisés dans les produits de consommation et qui peuvent persister et se bioaccumuler dans l’environnement. La société ne fabrique pas de SPFA mais, comme ces contaminants préoccupants sont omniprésents dans les produits et l’environnement, ils peuvent avoir une incidence sur les activités d’Emera. L’évolution des lois et des règlements environnementaux relatifs aux SPFA pourrait entraîner de nouveaux coûts ou des obligations d’investigation ou de nettoyage et entraîner des modifications à la stratégie de la société en matière d’acquisition de terrains pour des projets tels que la production d’énergie solaire.

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

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

Risque lié à la cybersécurité

Emera est exposée à des risques liés aux cyberattaques et aux accès non autorisés. La société s’appuie sur des systèmes de TI, sur des fournisseurs de services tiers, sur l’infonuagique et sur la rigueur des membres de son équipe pour assurer la gestion de ses activités et exploiter ses actifs en toute sécurité, notamment des contrôles associés aux systèmes interreliés de ses activités de production, de distribution et de transport, ainsi qu’aux systèmes financiers, de facturation et d’autres systèmes d’affaires. Étant donné que la société exploite des infrastructures cruciales, elle pourrait être davantage exposée aux cyberattaques, provenant notamment de parties contrôlées par des États-nations. Les grands conflits mondiaux émergents ou en cours peuvent également accroître ce risque.

Les cyberattaques peuvent atteindre les actifs et les renseignements de la société par le biais de leurs interfaces avec des tierces parties ou via l’Internet public et accéder à des infrastructures critiques. Des cyberattaques peuvent également se produire par l’intermédiaire de membres du personnel ayant un accès direct à des actifs critiques ou à des réseaux sécurisés. Parmi les méthodes utilisées pour attaquer les actifs critiques, on retrouve des logiciels malveillants polyvalents ou propres au secteur de l’énergie qui sont distribués par transfert réseau, des supports amovibles, des virus, ainsi que des pièces jointes ou des liens contenus dans des courriels. Les méthodes utilisées par les attaquants évoluent en permanence et peuvent être difficiles à prévoir et à détecter.

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

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

La société gère ces risques en s’alignant sur un ensemble commun de normes de cybersécurité et de politiques qui sont dérivées en partie du cadre de cybersécurité de l’Institut national américain des normes et de la technologie ( Cyber Security Framework du National Institute of Standards and Technology ), en procédant à des tests de sécurité périodiques, en veillant à atteindre les objectifs de maturité du programme, en mettant en place un programme de préparation aux incidents liés à la cybersécurité, en communiquant sur une base régulière avec les employés et en offrant des formations au personnel. En ce qui concerne certains de ses actifs, la société est tenue de se conformer aux règles et aux normes relatives à la cybersécurité et aux TI, y compris, sans s’y limiter, celles prescrites par des organismes comme la North American Electric Reliability Corporation , le Northeast Power Coordinating Council et le US Department of Homeland Security . L’état d’avancement des principaux éléments du programme de cybersécurité de la société est présenté au comité de gestion des risques et de la durabilité. Le conseil supervise les risques et les plans d’atténuation des risques liés à la cybersécurité et reçoit une mise à jour trimestrielle dans un tableau de bord des risques à chacune de ses réunions régulières.

Risque pour la santé publique

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

Tout changement défavorable des conditions générales de l’économie et du marché résultant d’une menace pour la santé publique pourrait avoir un effet négatif sur la demande d’électricité et de gaz naturel, les produits, les coûts d’exploitation, le calendrier et le montant des dépenses d’investissement, les résultats des activités de financement, ou le risque de crédit et de contrepartie, ce qui pourrait avoir un effet négatif important sur les activités de la société. La société a mis en place et tient à jour un plan d’urgence en cas de pandémie et un plan opérationnel d’urgence pour chacune de ses activités, qui sont destinés à gérer et à atténuer les effets de toute menace de ce type pour la santé publique.

Risque lié à la consommation d’énergie

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

Risque de change

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

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

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

Risque de liquidité et risque lié aux marchés financiers

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

L’accès aux capitaux et le coût d’emprunt d’Emera sont assujettis à plusieurs facteurs de risque, notamment la conjoncture des marchés financiers, les perturbations des marchés et les notes attribuées par les différents analystes de marchés, y compris les agences de notation. Une perturbation des marchés financiers pourrait empêcher Emera d’émettre de nouveaux titres, ou la contraindre à en émettre selon des modalités peu avantageuses. Le plan de croissance d’Emera nécessite des investissements importants dans les immobilisations corporelles, et le risque lié aux fluctuations des taux d’intérêt pourrait avoir une incidence défavorable sur le coût du financement. Diverses perturbations du marché pourraient compromettre l’accès futur aux capitaux et avoir des répercussions négatives sur le coût d’emprunt de la société. L’impossibilité d’avoir accès à des capitaux à des conditions intéressantes pourrait avoir une incidence importante sur la capacité d’Emera à financer sa croissance.

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

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

Risque économique général

La société est exposée aux conditions macroéconomiques en Amérique du Nord et dans les autres régions géographiques dans lesquelles elle exerce ses activités. Comme c’est le cas de la plupart des entreprises de services publics, les résultats financiers de la société sont influencés par les facteurs économiques qui ont une incidence sur la demande d’électricité et de gaz naturel, tels que le revenu des consommateurs, l’emploi et le logement. Des changements défavorables dans les conditions économiques générales et l’inflation peuvent avoir un impact sur la capacité des clients à absorber les hausses de tarifs résultant de l’augmentation des coûts du carburant, de l’exploitation, des capitaux et de la conformité environnementale, ainsi que d’autres coûts, ce qui peut avoir une incidence significative sur Emera et ses services publics. Ce contexte peut également entraîner un risque de crédit et de contrepartie plus élevé, des changements défavorables dans la politique et la législation gouvernementales et/ou un risque accru de recouvrement complet et opportun des coûts et des actifs réglementaires.

Risque lié aux taux d’intérêt :

Emera utilise un financement par emprunts à taux fixe et à taux variable relativement à ses activités et à ses dépenses en immobilisations, ce qui l’expose au risque lié aux taux d’intérêt. Elle gère ce risque en misant sur une gestion de portefeuille qui fait appel à des emprunts à taux fixe et à taux variable dotés d’échéances échelonnées. À l’occasion, la société émettra des titres d’emprunt à long terme ou elle conclura des contrats de couverture de taux d’intérêt, afin de limiter son exposition aux fluctuations touchant sa dette à taux d’intérêt variable.

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

Des modifications des cotes de crédit pourraient également avoir une incidence sur les taux d’intérêt. Se reporter à la rubrique « Risque de liquidité et risque lié aux marchés financiers » pour obtenir plus de précisions.

Comme c’est le cas pour la plupart des autres entreprises de services publics et des autres investissements à rendement similaire, le cours de l’action d’Emera peut fluctuer en fonction des variations de taux d’intérêt et son action pourrait sous-performer sur le marché dans un contexte de hausse des taux d’intérêt.

Risque lié à l’inflation :

La société pourrait être exposée à des variations de l’inflation qui pourraient entraîner une augmentation des coûts d’exploitation et d’entretien, des dépenses en immobilisations et des coûts du combustible par rapport aux produits obtenus par les tarifs des clients. Les services publics d’Emera disposent de processus de budgétisation et de prévision pour cibler les facteurs de risque liés à l’inflation et mesurer le rendement d’exploitation, de même que des conventions collectives qui atténuent l’effet à court terme de l’inflation sur les coûts de main-d’œuvre liés aux employés syndiqués.

Risque lié à l’élaboration de projets et aux droits d’utilisation des terres

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

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

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

Risque de contrepartie

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

Emera gère ce risque de contrepartie à l’aide de procédures de diligence raisonnable et d’évaluation des risques mises en œuvre par des tiers avant de signer des contrats, de droits et de recours contractuels et de cadres réglementaires, et en surveillant les faits nouveaux importants qui concernent ses clients, ses partenaires et ses fournisseurs. La société gère également ce risque au moyen de politiques et de procédures portant sur l’analyse des contreparties, l’évaluation du montant à risque, et la surveillance et l’atténuation du risque. Des évaluations de crédit peuvent être effectuées pour des nouveaux clients et des contreparties, et la société peut demander un dépôt ou une garantie financière dans le cas de certains comptes. Rien ne garantit que les stratégies de gestion seront efficaces, et des manquements importants de la part des contreparties pourraient avoir une incidence significative sur la société.

Risque pays

La majeure partie des revenus d’Emera proviennent de l’extérieur du Canada, principalement des ÉtatsUnis. Ses investissements actuels se trouvent dans des régions où les risques politiques et économiques sont acceptables, du point de vue de la société. Pour plus de précisions, se reporter aux rubriques « Risque lié à la réglementation et risque politique » et « Risque économique général » ci-dessus. Les activités qu’Emera exerce dans certains pays peuvent être assujetties à ce qui suit : la variation de la croissance économique, les restrictions imposées au rapatriement des bénéfices ou les contrôles visant l’échange de capitaux, l’inflation, l’incidence des questions liées à la santé, à la sécurité ou à l’environnement, y compris les changements climatiques, ou la conjoncture économique ou de marché, de même que les modifications de la politique financière et la disponibilité du crédit. La société atténue ce risque grâce à un processus d’approbation rigoureux à l’égard de ses investissements et en établissant des prévisions des besoins en trésorerie afin de déterminer si ses sociétés affiliées disposent de liquidités suffisantes.

Risque lié à la chaîne d’approvisionnement

La capacité d’Emera à répondre aux besoins énergétiques de ses clients, à réagir aux perturbations liées aux tempêtes et à exécuter son programme d’investissement de manière rentable et opportune dépend du maintien d’une chaîne d’approvisionnement efficace. Les problèmes liés à la chaîne d’approvisionnement nationale et mondiale peuvent retarder la livraison ou entraîner des pénuries de certains matériaux, équipements ou autres ressources essentielles aux activités de la société. Ces perturbations peuvent être exacerbées par les pressions liées à l’inflation, par les pénuries de maind’œuvre, par les mesures incitatives gouvernementales qui augmentent la demande de projets d’énergie propre et par les répercussions des conflits internationaux, des tarifs douaniers ou d’autres restrictions commerciales. L’incapacité à éliminer ou à gérer les contraintes de la chaîne d’approvisionnement peut avoir une incidence sur la disponibilité et le coût des articles et de la main-d’œuvre qui sont nécessaires pour soutenir les activités et les dépenses en immobilisations. Emera continue de surveiller la situation et cherche à atténuer les effets des risques liés à la chaîne d’approvisionnement en trouvant d’autres fournisseurs, en gérant les risques liés aux tiers, en modifiant les normes de conception et en adaptant le calendrier de travail.

Risque lié aux prix des produits de base

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

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

Entreprises de services publics réglementées :

L’approvisionnement en combustible des entreprises de services publics de la société est tributaire de conditions mondiales plus larges, qui peuvent inclure des impacts sur la fiabilité des livraisons et des prix, peu importe les modalités fixées par ces contrats. La dynamique de l’offre et de la demande sur les marchés des combustibles peut être affectée par un large éventail de facteurs qui sont difficiles à prévoir et qui peuvent évoluer rapidement, y compris, sans s’y limiter, les fluctuations monétaires, les changements dans la conjoncture économique mondiale, les catastrophes naturelles, les perturbations du transport ou de la production et les risques géopolitiques, tels que l’instabilité politique, les conflits, les changements apportés aux accords commerciaux internationaux, les sanctions commerciales ou les embargos. La société s’efforce de gérer ce risque par l’utilisation d’instruments de couverture financière et de contrats avec livraison physique ainsi que par l’obtention de protections contractuelles auprès de ses contreparties, le cas échéant.

La majorité des entreprises de services publics d’électricité et de gaz réglementées d’Emera ont adopté et mis en œuvre respectivement des mécanismes de rajustement attribuable au prix du combustible et des mécanismes de rajustement attribuable au prix du gaz acheté, ce qui permet de mieux gérer le risque lié aux prix des marchandises, étant donné que le cadre réglementaire régissant ses filiales à tarifs réglementés permet le recouvrement des coûts du combustible et du gaz prudemment engagés. Rien ne garantit que ces mécanismes et cadres réglementaires seront maintenus au cours des périodes à venir. Une augmentation prolongée et importante des prix du combustible pourrait entraîner une diminution de l’accessibilité tarifaire, un risque accru de recouvrement des coûts ou des actifs réglementaires, et/ou encore des effets négatifs sur les habitudes de consommation et les ventes des clients.

Activités de commercialisation et de négociation d’Emera Energy :

Emera Energy a pris d’autres mesures pour gérer son risque sur produits de base. La majeure partie du portefeuille de contrats de commercialisation et de négociation d’électricité et de gaz naturel d’Emera Energy, et plus particulièrement ses arrangements liés à la gestion d’actifs de gaz naturel, se compose de contrats successifs, ce qui lui évite d’avoir toute position acheteur ou vendeur importante sur des produits de base. Toutefois, ce portefeuille est exposé au risque de prix des produits de base, particulièrement en ce qui concerne les écarts de points de base entre les marchés pertinents, en cas de problème d’exploitation ou de défaut d’une contrepartie. Les variations des prix des produits de base peuvent également donner lieu à des exigences accrues en matière de garanties associées aux contrats physiques et aux couvertures financières, ce qui se traduit par une augmentation des besoins en liquidités et des coûts pour l’entreprise.

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

Risque lié au rendement et au financement futurs des régimes d’avantages sociaux des employés

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

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

Risque lié à la main-d’œuvre

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

Environ 30 pour cent des employés d’Emera sont représentés par des syndicats et sont régis par des conventions collectives. L’incapacité de maintenir ou de négocier des ententes futures à des conditions acceptables pourrait se traduire par des coûts de main-d’œuvre élevés ou des interruptions de travail, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur le service à la clientèle et avoir une incidence négative sur le bénéfice, les flux de trésorerie et la situation financière de la société. Emera gère ce risque en tenant des discussions continues avec les sections locales des syndicats et en s’efforçant de maintenir des relations positives avec celles-ci. La société a mis en place et tient à jour des plans d’urgence pour chacune de ses activités qui sont destinés à atténuer les effets de toute interruption de travail éventuelle.

Risque lié aux TI

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

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

Risque lié aux impôts sur les bénéfices

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

Risque lié à l’exploitation et à l’entretien des systèmes

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

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

Perturbations de la chaîne d’approvisionnement en combustible :

Les entreprises de services publics d’électricité et de gaz naturel d’Emera sont également exposées au risque de perturbations de la chaîne d’approvisionnement en combustible, tant à l’intérieur qu’à l’extérieur de leurs territoires de service. Ces perturbations peuvent être causées par de graves conditions météorologiques ou des catastrophes naturelles. Une interruption peut également être occasionnée par des dommages, des problèmes d’exploitation, des attaques terroristes ou des cyberattaques sur des installations de production, de stockage, de gazoduc et de distribution de combustible de tiers. Le risque de perturbations de l’approvisionnement en combustible est géré par des protections contractuelles, le maintien d’une diversité de fournisseurs de combustible et de contrats de transport, et l’accès à des installations de stockage tierces. D’importantes perturbations imprévues de l’approvisionnement en combustible pourraient accroître l’exposition au risque lié au prix des produits de base pour les entreprises de services publics d’électricité et de gaz réglementées d’Emera et pour Emera Energy. Elles pourraient également avoir des répercussions négatives sur le service aux clients des entreprises de services publics et sur la réputation, le bénéfice, les flux de trésorerie et la situation financière de la société.

Risques non garantis

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

En l’absence d’une telle possibilité de recouvrement, un nombre élevé de réclamations non assurées, de réclamations dépassant les limites de couverture prévues par l’assurance souscrite par Emera et ses filiales ou de réclamations qui s’inscrivent à l’intérieur d’importantes affectations d’autoassurance, pourraient avoir une incidence négative considérable sur les résultats d’exploitation d’Emera ainsi que sur ses flux de trésorerie et sa situation financière.

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

GESTION DES RISQUES, Y COMPRIS LES INSTRUMENTS FINANCIERS

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

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

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

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

Les dérivés conclus par NSPI, NMGC et GBPC qui sont documentés à titre de couvertures économiques, ou à l’égard desquels on ne s’est pas prévalu de l’exception relative aux ANVN, sont assujettis à la comptabilité des activités réglementées. La variation de la juste valeur des dérivés est désignée à titre d’actif ou de passif réglementaire. Lorsque l’élément couvert est réglé, le gain ou la perte est constaté dans l’élément couvert. La direction s’attend à ce que tout gain ou toute perte découlant du règlement de ces dérivés liés au combustible pour la production d’électricité et l’achat d’électricité soit remboursé aux clients, ou recouvré auprès de ces derniers, au moyen des tarifs futurs. TEC ne dispose d’aucun produit dérivé lié à la couverture en raison d’un moratoire de cinq ans sur la couverture des achats de gaz naturel, approuvé par la FPSC, qui prenait fin le 31 décembre 2022, et qui a été maintenu jusqu’au 31 décembre 2024 dans la foulée de l’accord de règlement tarifaire conclu en 2021 par TEC.

Les dérivés qui ne respectent aucun des critères ci-dessus sont désignés à titre de dérivés DFT, et les variations de la juste valeur sont habituellement portées au bénéfice net de la période considérée. La société n’a pas choisi de désigner de dérivé à titre de dérivé DFT dans les cas où un autre traitement comptable pourrait être appliqué.

Actifs et passifs dérivés constatés dans le bilan

Actifs et passifs dérivés constatés dans le bilan
	Au 31 décembre	Au 31 décembre
en millions de dollars	2023	2022
Report réglementaire :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	16 $	238 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(76)	(25)
Actifs réglementaires1)	88	30
Passifs réglementaires2)	(17)	(230)
Actif net	11 $	13 $
Dérivés DFT :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	202 $	153 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(421)	(1 025)
Passif net	(219) $	(872) $
Autres dérivés :
Actifs liés aux instruments dérivés1)	22 $	5 $
Passifs liés aux instruments dérivés2)	(7)	(28)
Actif(passif)net	15$	(23) $

1) Actifs à court terme et autres.

2) Passifs à court terme et à long terme.

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

	Exercices clos les	31 décembre
en millions de dollars	2023	2022
Report réglementaire :
Combustible réglementé pour la production d’électricité et l’achat d’électricité1)	62$	210 $
Dérivés DFT :
Produits d’exploitation non réglementés	1 037$	64 $
Autres dérivés :
Charges d’exploitation et d’entretien et charges générales	(9)$	(22) $
Autres produits, montant net	17	(24)
Gains nets (pertes nettes)	8$	(46) $
Total desgains nets	1 107$	228$

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.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, des gains latents de 2 millions de dollars (2 millions de dollars en 2022), qui étaient comptabilisés dans les autres éléments du résultat global, ont été reclassés dans les intérêts débiteurs.

	Au 31 décembre	Au 31 décembre
	2023	2022
	Couverture	Couverture
en millions de dollars	de taux d’intérêt	de tauxd’intérêt
Total du gain latent inscrit dans le cumul des autres éléments du résultat global,	14 $	16 $
après impôts

COMMUNICATION DE L’INFORMATION ET CONTRÔLES INTERNES

La direction a la responsabilité d’établir et de maintenir des contrôles et des procédures adéquats de communication de l’information (« CPCI ») et des contrôles internes à l’égard de l’information financière (« CIIF »), au sens du Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs (le « Règlement 52-109 »). La structure de contrôle interne de la société est fondée sur des critères énoncés dans le rapport Internal Control - Integrated Framework (2013) publié par le Committee of Sponsoring Organizations (« COSO ») de la commission Treadway. La direction, y compris le chef de la direction et le chef des finances, a évalué la conception et l’efficacité des CPCI et des CIIF de la société au 31 décembre 2023 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 apportée aux CIIF de la société au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2023 n’a eu, ou est raisonnablement susceptible d’avoir, une incidence importante sur les CIIF de la société.

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

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

Réglementation des tarifs

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

Au 31 décembre 2023, la société avait comptabilisé un montant de 3 105 millions de dollars (3 620 millions de dollars en 2022) d’actifs réglementaires et un montant de 1 772 millions de dollars (2 273 millions de dollars en 2022) de passifs réglementaires.

Fonds de réserve cumulé – coûts de mise hors service

TEC, PGS, NMGC et NSPI comptabilisent les coûts non liés à une obligation liée à la mise hors service d’une immobilisation comme des passifs réglementaires. Ces coûts de mise hors service d’une immobilisation représentent les fonds estimatifs obtenus de clients par l’entremise des taux d’amortissement pour couvrir les coûts futurs non exigés par la loi de mise hors service d’immobilisations corporelles. Les entreprises accumulent des sommes au cours de la durée de vie des actifs connexes en prévision de leur mise hors service en se fondant sur des études d’amortissement approuvées par leurs organismes de réglementation respectifs. L’estimation des coûts se fait en fonction des résultats historiques et des attentes futures, y compris le moment prévu de la mise hors service et les décaissements estimatifs futurs. Le solde du fonds de réserve cumulé – coûts de mise hors service inclus dans les passifs réglementaires s’élevait à 849 millions de dollars au 31 décembre 2023 (895 millions de dollars en 2022).

Prestations de retraite et avantages sociaux postérieurs à l’emploi

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

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

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

La méthode comptable employée par la société consiste à amortir le gain actuariel net, ou la perte actuarielle nette, lorsque celui-ci ou celle-ci dépasse de 10 pour cent l’obligation au titre des prestations projetées/l’obligation au titre des prestations constituées des avantages complémentaires de retraite, ou la valeur liée au marché des actifs des régimes si elle est plus élevée, sur la durée moyenne estimative du reste de la carrière active. Pour les principaux régimes, celle-ci est actuellement de 8,0 ans (8,4 ans pour le coût des prestations pour 2023) pour les régimes au Canada et d’une durée moyenne pondérée de 11,5 ans pour les régimes aux États-Unis. L’utilisation de valeurs de l’actif lissées par la société réduit la volatilité liée à l’amortissement des résultats de placement actuariels. Par conséquent, la cause principale de la volatilité du coût découlant des régimes de retraite présenté est le taux d’actualisation utilisé afin de calculer l’obligation au titre des prestations projetées.

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

chacun des régimes :
		2023		2022
	Taux		Taux
	d’actualisation		d’actualisation
	utilisé aux fins	Rendement	utilisé aux fins	Rendement
	du calcul du	prévu des	du calcul du	prévu des
	coût des	actifs des	coût des	actifs des
	prestations	régimes	prestations	régimes
Régime de retraite de TECO Energy	5,55 %	7,05 %	2,78 %	6,50 %
Régime de retraite complémentaire des	5,45 %/5,31 %	s.o.	2,35 %/5,33 %	s.o.
dirigeants de TECO Energy1)
Régime de rétablissement des avantages	5,48/5,30/5,49 %	s.o.	2,27/4,19/5,48 %	s.o.
de TECO Energy1)
Régime de santé et bien-être des retraités	5,53 %/6,14 %	s.o.	2,84 %	s.o.
de TECO Energy
Régime d’assistance médicale des	5,55 %	2,50 %	2,85 %	1,50 %
retraités de New Mexico Gas Company
NSPI	5,17 %, 5,19 %	6,25 %	3,25 %, 3,48 %	5,75 %
Salariés de GBPC	5,75 %	6,00 %	5,75 %	6,00 %
Syndicat de GBPC	5,75 %	5,35 %	5,75 %	5,35 %

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

Selon les estimations formulées par la direction, le coût des prestations constaté à l’égard des régimes à prestations déterminées et à cotisations déterminées s’élevait à 43 millions de dollars en 2023 (64 millions de dollars en 2022). Plusieurs hypothèses influent sur le coût des prestations constaté, y compris les hypothèses formulées relativement au taux d’actualisation et au taux de rendement. Une variation de 0,25 pour cent des hypothèses relatives au taux d’actualisation et au taux de rendement des actifs aurait eu une incidence à la hausse ou à la baisse sur le coût des prestations de 2023 de 0,5 million de dollars et de 2,5 millions de dollars, respectivement (0,5 million de dollars et 1 million de dollars, respectivement, en 2022).

Produits non facturés

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

Au 31 décembre 2023, les produits non facturés totalisaient 363 millions de dollars (424 millions de dollars en 2022) pour des produits d’exploitation provenant des activités réglementées totalisant 7 235 millions de dollars pour l’année (7 154 millions de dollars en 2022).

Immobilisations corporelles

Les immobilisations corporelles représentent 62 pour cent du total de l’actif constaté dans le bilan de la société et comprennent les actifs de production, de transport et de distribution ainsi que d’autres actifs de la société.

L’amortissement est calculé suivant la méthode linéaire, d’après les durées de vie utile résiduelles estimatives des immobilisations amortissables de chaque catégorie. Les durées de vie utile des immobilisations corporelles réglementées sont établies d’après des évaluations méthodiques des amortissements et elles doivent être approuvées par l’organisme de réglementation pertinent. Étant donné l’ampleur des immobilisations corporelles de la société, des modifications aux taux d’amortissement estimatifs peuvent avoir une incidence importante sur la dotation aux amortissements et le cumul des amortissements.

La dotation à l’amortissement s’est établie à 1 091 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 (927 millions de dollars en 2022).

Tests de dépréciation du goodwill

Le goodwill est calculé comme étant l’excédent du prix d’achat d’une entité acquise sur les justes valeurs estimatives des actifs identifiables acquis et des passifs repris à la date d’acquisition.

Le goodwill fait l’objet d’un test de dépréciation au niveau de l’unité d’exploitation annuellement, et chaque fois qu’un événement ou un changement de circonstances indique que la juste valeur d’une unité d’exploitation pourrait être inférieure à sa valeur comptable. Lorsqu’elle procède au test de dépréciation du goodwill, la direction de la société doit exercer son jugement afin de déterminer les hypothèses et estimations importantes. Les entités soumettant le goodwill à un test de dépréciation ont la possibilité de procéder tout d’abord à une appréciation qualitative afin de déterminer si une appréciation quantitative est nécessaire. Lorsqu’elle réalise une appréciation qualitative, la direction tient compte notamment des conditions macroéconomiques, de la conjoncture du secteur d’activité et du marché et de la performance financière globale.

Si la société réalise une appréciation qualitative et détermine qu’il est plus probable qu’improbable que la juste valeur soit inférieure à sa valeur comptable, ou si elle choisit de ne pas procéder à l’appréciation qualitative, elle doit réaliser un test quantitatif. Le test quantitatif consiste à comparer la juste valeur de l’unité d’exploitation à sa valeur comptable, y compris le goodwill. Si la valeur comptable de l’unité d’exploitation excède sa juste valeur, une perte de valeur est comptabilisée. Les hypothèses importantes servant à estimer la juste valeur d’une unité d’exploitation comprennent celles relatives aux taux d’actualisation et de croissance, aux tarifs, y compris le coût futur du capital, à l’évaluation de la perte d’exploitation nette des unités d’exploitation, aux flux de trésorerie projetés au titre des activités d’exploitation et des dépenses en immobilisations. Des modifications défavorables de ces hypothèses pourraient entraîner une dépréciation future importante du goodwill attribué aux unités d’exploitation d’Emera.

Au 31 décembre 2023, une tranche de 5 868 millions de dollars (6 009 millions de dollars en 2022) du goodwill d’Emera représente l’excédent du prix d’achat pour TECO Energy (unités d’exploitation TEC, PGS et NMGC) sur le montant des justes valeurs attribuées aux actifs identifiables acquis et aux passifs pris en charge. Au quatrième trimestre de 2023, une évaluation qualitative a été réalisée pour NMGC et PGS compte tenu de l’important excédent de la juste valeur sur les valeurs comptables calculé lors des derniers tests quantitatifs réalisés au quatrième trimestre de 2022 et au quatrième trimestre de 2019, respectivement. La direction a conclu qu’il était plus probable qu’improbable que la juste valeur de ces unités d’exploitation excède leur valeur comptable respective, y compris le goodwill. Par conséquent, aucun test quantitatif n’était requis. Compte tenu du temps écoulé depuis le dernier test quantitatif de la dépréciation pour l’unité d’exploitation TEC, Emera a choisi de ne pas procéder à une évaluation qualitative et a réalisé une évaluation quantitative de la dépréciation au quatrième trimestre de 2023 en utilisant à la fois l’approche par le revenu et l’approche par le marché. Cette évaluation a indiqué que la juste valeur de l’unité d’exploitation TEC était supérieure à sa valeur comptable, y compris le goodwill, et par conséquent, aucune perte de valeur n’a été comptabilisée.

Au 31 décembre 2023, la valeur comptable totale du goodwill de la société s’établissait à 5 871 millions de dollars (6 012 millions de dollars au 31 décembre 2022). La variation de la valeur comptable du goodwill entre 2022 et 2023 est attribuable à l’incidence des écarts de conversion des comptes des sociétés affiliées étrangères d’Emera.

Au quatrième trimestre de 2022, à la suite d’une évaluation qualitative, la société a comptabilisé une perte de valeur du goodwill de 73 millions de dollars, ce qui a ramené le solde du goodwill de GBPC à néant au 31 décembre 2022. Se reporter à la note 22 des états financiers consolidés pour plus de précisions.

Évaluation de la dépréciation des actifs à long terme

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

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

Au 31 décembre 2023, il n’existait aucun indice de dépréciation des actifs à long terme d’Emera. Aucune perte de valeur n’a été comptabilisée en 2023 ou en 2022.

Impôts sur les bénéfices

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

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

Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations

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

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

Certains actifs de transport et de distribution de la société peuvent être assortis d’obligations liées à la mise hors service d’immobilisations conditionnelles, qui ne sont pas comptabilisées dans les états financiers consolidés, car la juste valeur ne peut être raisonnablement estimée, étant donné qu’il n’y a pas suffisamment d’informations pour le faire. Une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations conditionnelle consiste en une obligation juridique de procéder à une activité de mise hors service d’immobilisations dont le moment et/ou la méthode de règlement sont tributaires d’un événement futur qui peut échapper à la volonté de l’entreprise. La direction surveille ces obligations, et un passif est constaté à la juste valeur lorsqu’il est possible de l’établir.

Au 31 décembre 2023, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations inscrites au bilan se chiffraient à 192 millions de dollars (174 millions de dollars en 2022). La société estime que le montant non actualisé des flux de trésorerie nécessaire au règlement des obligations s’élève à environ 426 millions de dollars (429 millions de dollars en 2022), montant qui sera engagé entre 2023 et 2061. La majeure partie de ces coûts seront engagés entre 2028 et 2050.

Instruments financiers

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

Établissement du niveau et classement

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

MODIFICATION DE MÉTHODES ET DE PRATIQUES COMPTABLES

Prises de position comptables futures

La société prend en considération la méthode d’application et l’incidence de toutes les ASU publiées par le Financial Accounting Standards Board (le « FASB »). Les mises à jour mentionnées ci-après ont été publiées par le FASB mais, tel qu’il est autorisé, n’ont pas encore été adoptées par Emera. Les ASU dont il n’est pas question ci-dessous ont été évaluées, mais il a été établi que soit elles ne s’appliquaient pas à la société, soit elles n’avaient qu’une incidence négligeable sur les états financiers consolidés.

Améliorations des informations relatives aux impôts sur les bénéfices

En décembre 2023, le FASB a publié l’ASU 2023-09, intitulée Income Taxes (Topic 740): Improvements to Income Tax Disclosures . Cette norme améliore la transparence, l’utilité pour la prise de décisions et l’efficacité des informations fournies sur les impôts sur les bénéfices en exigeant la présentation de catégories cohérentes et une ventilation accrue des informations contenues dans le rapprochement entre les impôts sur les bénéfices calculés à l’aide du taux d’impôt prévu par la loi adopté et la provision pour impôts sur les bénéfices et le taux d’imposition effectif, ainsi que la ventilation des impôts sur les bénéfices payés (remboursés) par territoire. La norme exige également la présentation du bénéfice (de la perte) avant la provision d’impôts sur les bénéfices et de la charge (du recouvrement) d’impôts sur les bénéfices conformément à la réglementation S-X 210.4-08(h) de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, intitulée Rules of General Application - General Notes to Financial Statements: Income Tax Expense , ainsi que la suppression des informations qui ne sont plus considérées comme avantageuses sur le plan financier ou pertinentes. Ces directives s’appliqueront aux exercices ouverts après le 15 décembre 2024 et aux périodes intermédiaires comprises dans les exercices ouverts après le 15 décembre 2025. L’adoption anticipée est permise. La norme sera appliquée de manière prospective, l’application rétrospective étant toutefois autorisée. La société évalue actuellement l’incidence qu’aura l’adoption de la norme sur ses états financiers consolidés.

Amélioration des informations à fournir sur les secteurs à présenter

En novembre 2023, le FASB a publié l’ASU 2023-07, intitulée Segment Reporting (Topic 280): Improvements to Reportable Segment Disclosures . Les modifications de la norme améliorent les exigences en matière d’informations à fournir sur les secteurs à présenter, grâce notamment à l’amélioration des informations à fournir sur les charges sectorielles importantes. Elles visent également à améliorer l’information financière en exigeant que toutes les entités ouvertes présentent des informations sectorielles supplémentaires sur une base annuelle et intermédiaire de façon à permettre aux investisseurs d’élaborer des analyses financières plus utiles à la prise de décisions. Les directives s’appliqueront aux exercices annuels ouverts après le 15 décembre 2023 et aux périodes intermédiaires ouvertes après le 15 décembre 2024. L’adoption anticipée est autorisée. La norme sera appliquée rétrospectivement. La société évalue actuellement l’incidence qu’aura l’adoption de la norme sur ses états financiers consolidés.

RÉCAPITULATIF DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Pour les trimestres clos les
en millions de dollars	T4	T3	T2	T1	T4	T3	T2	T1
(sauf lesmontants paraction)	2023	2023	2023	2023	2022	2022	2022	2022
Produits d’exploitation	1 972 $	1 740 $	1 418 $	2 433 $	2 358 $	1 835 $	1 380 $	2 015 $
Bénéfice net (perte nette) attribuable	289 $	101 $	28 $	560 $	483 $	167 $	(67) $	362 $
auxporteurs d’actions ordinaires
Bénéfice net ajusté	175 $	204 $	162 $	268 $	249 $	203 $	156 $	242 $
Résultat de base par action ordinaire	1,04 $	0,37 $	0,10 $	2,07 $	1,80 $	0,63 $	(0,25) $	1,38 $
Résultat dilué par action ordinaire	1,04 $	0,37 $	0,10 $	2,07 $	1,80 $	0,63 $	(0,25) $	1,38 $
Résultat ajusté de base par action	0,63 $	0,75 $	0,60 $	0,99 $	0,93 $	0,76 $	0,59 $	0,92 $
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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Emera Incorporated — Management Reports 2024

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Rapport de gestion

TABLE DES MATIÈRES

INFORMATION PROSPECTIVE

INTRODUCTION ET APERÇU STRATÉGIQUE

UNITÉS DE MESURE ET RATIOS FINANCIERS NON CONFORMES AUX PCGR

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

BAIIA et BAIIA ajusté

RÉTROSPECTIVE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE Éléments importants ayant eu une incidence sur le bénéfice

2023

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

2022

Perte de valeur liée à GBPC

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

Principales données financières consolidées

Faits saillants de l’état des résultats consolidés

Produits d’exploitation

Charges d’exploitation

Autres produits nets

Intérêts débiteurs nets

Bénéfice net et bénéfice net ajusté

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

Incidence de la conversion des monnaies étrangères

SURVOL DE L’ENTREPRISE ET PERSPECTIVES COMMERCIALES

Services publics d’électricité de la Floride

Services publics d’électricité canadiens

NSPI

Lois et règlements en matière d’environnement

Groupe de travail pour des solutions en matière d’électricité propre :

Réglementation sur l’énergie renouvelable en Nouvelle-Écosse :

Règlements sur la tarification du carbone :

Autre législation

ENL

NSPML

LIL

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Peoples Gas System

New Mexico Gas Company, Inc.

Perspectives pour le secteur Services publics de gaz naturel et infrastructure

Autres services publics d’électricité

BLPC

GBPC

Perspectives pour le secteur Autres services publics d’électricité

Autres

BILANS CONSOLIDÉS – FAITS SAILLANTS

AUTRES FAITS RÉCENTS

Hausse du dividende sur actions ordinaires

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES

Services publics d’électricité de la Floride

Bénéfice net

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

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

Cadre réglementaire

Services publics d’électricité canadiens

Bénéfice net

NSPI

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

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

Cadre réglementaire – NSPI

Services publics de gaz naturel et infrastructure

Bénéfice net

Produits d’exploitation – activités réglementées liées au gaz

Coût réglementé du gaz naturel

Cadres réglementaires

Autres services publics d’électricité

Bénéfice net

Cadres réglementaires

Autres

Bénéfice net

Emera Energy

Rajustements de réévaluation à la valeur du marché

Siège social

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Flux de trésorerie consolidés – Faits saillants

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

Flux de trésorerie affectés aux activités d’investissement

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

Fonds de roulement

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